La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) realizó un evento virtual para celebrar el día de la Minería, este 7 de mayo, donde participaron el secretario de Minería, Alberto Hensel, el ejecutivo de la cámara empresaria y anfitrión, Alberto Carlocchia, y el titular del sindicato AOMA, Héctor Laplace. El presidente de CAEM afirmó que la minería fue el sexto complejo exportador del país en 2020 con ventas al exterior por 2.600 millones de dólares. Además, indicó que la minería tiene un potencial de inversión de alrededor de 20.000 millones de dólares para los próximos 10 años.
En el evento participaron grabando un mensaje los gobernadores Sergio Uñac (San juan), Raúl Jalil (Catamarca), Alicia Kirchner (Santa Cruz), Gerardo Morales (Jujuy) y Martín Cerdá (presidente del Consejo Federal de Minería). Además, participaron referentes del sector privado y embajadores de Canadá, Chile, Ecuador, Australia, Brasil, Inglaterra, Sudáfrica y Colombia.
Declaraciones de Hensel
Por su parte, Hensel señaló que “si bien en la pandemia seguimos trabajando y hemos exportado 2.600 millones, la minería en la Argentina llegó a exportar por 3.200 millones de dólares (en 2019). Por eso, de acá para adelante me imagino un escenario donde podamos producir más y avanzar paso a paso para cumplir el objetivo de que la minería se convierta en un complejo exportador que contribuya mucho más al país. Tiene la capacidad y la potencialidad para hacerlo”.
“Tenemos que poner en marcha muchos más proyectos mineros en la Argentina. Un solo proyecto, por ejemplo, en el cobre, implica una inversión de 3.000 o 4.000 millones de dólares. No existe otro sector que pueda generar estos niveles de inversión hoy, que la Argentina tanto necesita”, añadió.
Plan Estratégico
El secretario de Minería describió al Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino, la iniciativa en la que viene trabajando desde el año pasado junto a otros sectores para fijar “reglas claras del juego para la minería para los próximos 30 años. Esta actividad es de alto riesgo e implica grandes inversiones a largo plazo. Esto obliga a tener una visión estratégica. Por eso pensamos en el Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino, porque debemos tener el marco de institucionalidad”. “La minería debe ser ambientalmente sostenible, socialmente inclusiva, productivamente integrada a las otras actividades y ser la que motorice a las demás y debe ser competitiva porque sino los inversores elijen a nuestros vecinos y no a la Argentina”, añadió
Para el corto plazo, Hensel indicó que “necesitamos inversión productiva ya. Para eso, trabajamos en el acceso al mercado único y libre de cambios (MULC), porque justamente la situación del país obliga a ir teniendo lo más equilibradas posibles las variables macroeconómicas, pero también nos tiene que obligar a pensar en el futuro. De allí surgió hace pocos días el DNU del presidente de la Nación, Alberto Fernández, que pone en marcha un régimen de promoción de grandes inversiones, que sabemos que la mayoría de esas grandes inversiones provienen de la minería. Por eso también tenemos que seguir trabajando en el tema de las retenciones”.
Carlocchia
Por su parte, Alberto Carloccia de CAEM subrayó que “tenemos a mano una tremenda herramienta para movilizar recursos, impulsar el desarrollo y generar empleo en las comunidades. La industria minera es la que produce, genera trabajo, promueve inversiones, aporta recursos para al país, genera desarrollo federal. Los mineros somos parte de la Argentina que se pone de pie”.
También mencionó que “el país tiene un enorme potencial geológico y podemos producir los minerales que va a demandar el mundo para la recuperación pos-pandemia. Creemos que vamos a ser uno de los principales motores de desarrollo para la economía del país”
Laplace
Por último, Héctor Laplace de la Asociación Obrera Minera Argentina (AOMA) describió: “Nosotros fuimos declarados esenciales a 15 días del comienzo de las restricciones en la Argentina. Pero pudimos trabajar con los protocolos indicados. Desde el inicio advertimos que teníamos que cuidar a nuestra gente y nuestro trabajo en un año muy difícil”. “Entre el gobierno nacional, las cámaras y los trabajadores pudimos volver a nuestra actividad luego de frenarse por la pandemia”, concluyó.
Con el objetivo de promover consumidores responsables, Naturgy lanza la edición 2021 de su programa de uso eficiente de los recursos naturales, acción centralizada alrededor del portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com, así como también a través de un ciclo de capacitaciones a docentes, a fin de brindarle a los mismos herramientas para que puedan concientizar a sus alumnos sobre el cuidado del medio ambiente y el uso razonable de las distintas fuentes de energía y recursos naturales con que cuenta el país.
La novedad del programa este año radica en las capacitaciones a docentes, realizadas en forma virtual, que abordan temáticas tales como Uso Responsable y Eficiente de la Energía; desarrollo y mantenimiento de Huertas & compost; las 3 R de la ecología: reducir, reutilizar y reciclar. Aquellos establecimientos educativos que deseen formar parte de la capacitación pueden solicitarlo a contacto_comunicacion@naturgy.com.ar.
El portal, realizado con el apoyo de Fundación Naturgy, la ONG EcoHouse y del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), cuenta con material didáctico para que los niños puedan, a través de contenido informativo y de juegos lúdicos, concientizarse y realizar un uso eficiente del agua, el gas natural, la electricidad y el papel. Sobre cada uno de estos tópicos los niños poseen información científica, datos de interés, recomendaciones de uso y juegos interactivos para comprobar los conocimientos adquiridos.
A su vez, el portal posee una sección exclusiva para docentes cuyo objetivo es concientizar a los mismos sobre el rol protagónico que posee la energía en la vida diaria y en la economía y desarrollo del país, poniendo énfasis en la importancia de educar en hábitos y conductas eficientes y amigables con el medio ambiente. Los docentes cuentan con material didáctico y videos para usar con sus alumnos, así como también podrán realizar capacitaciones, obteniendo su respectivo certificado que acredita la realización del mismo.
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
El Estado nacional aún no pagó el gas que las petroleras inyectaron en enero bajo el paraguas del Plan Gas Ar. Tendría que haberlo pagado a fines de marzo. Tampoco la estatal IEASA (ex Enarsa) cumplió con los compromisos que se desprenden del plan de estímulo a la producción de gas, que fue presentado a principios de año por el gobierno como una herramienta sofisticada para reactivar la extracción del principal combustible sobre el que se apoya la matriz energética nacional.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista, fue la única dependencia controlada por el Poder Ejecutivo que pagó parte del gas que se produjo bajo el Plan Gas Ar. Pero su esfuerzo también fue insuficiente: adeuda un 11% del saldo que tendría que haber pagado el 31 de marzo y toda la factura del gas de febrero que tendría que haberse abonado el 30 de abril (debería cancelarse, como tope, a los 60 días).
Y, como si fuera poco, la parálisis en Neuquén por los cortes de ruta que se extendieron por 22 días a raíz del conflicto de la gobernación de Omar Gutiérrez con autoconvocados de Salud, provocó que el gas disponible en el sistema fuese inferior al que se preveía. Ayer se inyectaron 94 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas, según datos del Enargas, cuando deberían haberse inyectado al menos 100 MMm3.
¿Cómo es esa cuenta? Por la oferta base comprometida en el Plan Gas, las grandes petroleras —YPF, PAE, Total, Wintershall, Tecpetrol, Pampa, Pluspetrol y CGC— deberían inyectar a partir del 1º de mayo unos 68 MMm3/día de gas, más unos 30 MMm3/día por fuera del programa de estímulo. A su vez, las compañías no firmantes del Plan Gas Ar —Roch, PCR, Sinopec, Sipetrol y Oilstone, entre otras— aportan entre 3 y 5 MMm3/día de gas. Por eso, a esta altura del año, la producción total de gas debería superar, mínimamente, los 100 MMm3/día de gas. Sin embargo, ayer faltaron 6 millones.
Si la tendencia no cambia, el sistema va a crujir en las próximas semanas cuando las temperaturas mínimas bajen por debajo de los 10 grados.
¿Por qué falta gas?
En buena medida, porque a raíz del conflicto en Neuquén las petroleras están teniendo problemas para inyectar la oferta a la que se habían comprometido. Por ejemplo, a YPF, el mayor jugador del mercado, le faltan unos 2,5 MMm3/día, y a Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país, le está costando compensar la declinación de la producción de la cuenca Austral con nuevos desarrollos de Neuquén, precisamente porque durante casi todo abril se vio imposibilitada de seguir perforando por razones ajenas a la industria.
La endeblez del sistema por el lado de la producción se acentúa por los problemas económicos del Estado. Ariel Kogan, mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez y vicepresidente de Cammesa, envió está semana una nota al ministro de Economía, Martín Guzmán, en la que advierte que si el Tesoro no empieza a transferir unos $ 50.000 millonespor mes al sector eléctrico, Cammesa no podrá cumplir con todos sus obligaciones comerciales.
Fuentes de Economía aseguran que el Tesoro no está en condiciones de solventar el nivel de subsidios del sector. Por eso, argumentan, era importante resolver los aumentos de tarifas durante el primer bimestre del año y no estar lidiando con el tema, aún sin resolución en el caso del gas, en pleno mayo a las puertas del invierno.
Fuera de contexto
Por eso llamó la atención de técnicos del área energética que, en este contexto de brusco deterioro de las condiciones de mercado, esta semana se filtrara en los medios la disconformidad de algunas petroleras con el criterio elegido por el gobierno para autorizar exportaciones de gas con transporte en firme, según quedó asentado en la resolución 360 de la Secretaría, que se publicó hace 10 días.
La disputa es de un nivel de detalle técnico que parece de segundo orden frente al escenario de urgencias actuales. Pero pone en evidencia una disputa comercial puertas adentro de la industriaentre los grandes jugadores del mercado. En términos simplificados, el consorcio de empresas que más produce gas desde la cuenca Austral —que está liderado por la francesa Total e integran también Pan American Energy (PAE) y Wintershall Dea— impugna que se haya abierta la puerta para que, a su entender, se pueda abastecer de gas a clientes de exportación desde una cuenca distinta a la se incluyó en el Plan Gas Ar. Cuestionan, sin decirlo claramente, que el Estado le haya dado la chance a YPF para que pueda cumplir con su contrato de exportación de 1 MMm3/día de gas a Methanex en Punta Arenas (Chile) desde yacimientos de la cuenca Austral.
Letra chica
La realidad es mucho más compleja, incluye más variables, y en definitiva, es consecuencia del escenario de deterioro del mercado de gas descripto a inicios de esta nota. La idea original del gobierno era autorizar este año la exportación en firme de 11 MMm3/día de gas durante el verano. Pero como los técnicos del gobierno advierten que la producción local no es suficiente para cumplir con esa cuota finalmente se definió que este año sólo se puedan exportar 6 MMm3/día de gas.
La planta de Methanex en Chile, que se abastece de gas argentino.
El esquema inicial preveía que los 11 MMm3/día a exportar se dividan en dos bloques: uno prioritario de 6 MMm3/día, que a su vez se repartiría en dos (4 millones desde Neuquén y dos desde cuenca Austral), y se adjudicaría en función de un criterio económico definido por el precio ofrecido por cada productor en la ronda 1 del Plan Gas (los que ofrecieron el menor precio tenían prioridad para exportar). Y a su vez, contemplaba un bloque 2 o remanente por 5 MMm3/día de gas —repartido en 3 millones desde Neuquén y dos desde Austral—, que se iba a otorgar a partir de un criterio distinto al empleado para definir el bloque 1.
Esa fórmula, que no estaba especificada en el Decreto 892, fue la que se definió en la resolución 360. ¿Qué se definió? Se creó un ponderador polinómico que además de tener en cuente el precio ofrecido contempla también el market share de cada productor. Se buscó premiar también a las petroleras que más gas inyectan en el mercado. Existe razonabilidad en ese punto. YPF fue una de las empresas que motorizó esa interpretación y se beneficia de la norma. Pampa y Tecpetrol también podrían verse favorecidas.
Pero nada habría pasado si el gobierno —e indirectamente el mercado— hubiese podido cumplir con el plan inicial. Pero como falta gas en el sistema y las proyecciones no son optimistas, el Ejecutivo definió que no era seguro autorizar que se exporte con transporte en firme (es decir, sin chances de cortar esa venta) el tope de 11 MMm3/día de gas. Se achicó esa cuota a 6 MMm3/día, que es un volumen equivalente al definido en el bloque prioritario, pero se modificó el criterio de adjudicación de ese cantidad de gas.
Methanex
La resolución habilitó a que petroleras con contratos vigentes —como el de YPF con Methanex, que viene de los ’90, está redactado bajo Ley de Nueva York e incluye penalidades millonarias si la petrolera incumple la cláusula de deliver or pay— puedan buscar una especie de waiver para mentener vigentes esos contratos si cumplen determinadas condiciones regulatorias.
Una nota al gobierno de la Cámara de la Energía (CADE), que preside Carlos Magariños, advirtió esta semana su disconformidad para ese cambio normativo, como publicó La Nación, aunque desde la entidad buscaron bajarle el tono al conflicto. La Ceph, la cámara histórica del sector, también preveía enviar una nota sobre el tema, pero no hubo consenso interno.
El principal elemento tangible de esa discusión, que para muchos es secundaria frente a las dificultades que presenta el contexto actual, es el contrato que Methanex tiene con YPF. Una lectura obligada conduce a que Total, el segundo jugador del mercado de gas, quiere tener la opción de abastecer ese contrato.
“El decreto original de Plan Gas Ar autorizaba la exportación de un bloque remanente de gas, que se iba a adjudicar en función de un criterio diferente al bloque prioritario. La resolución definió ese punto. No hay nada raro o incorrecto en eso. No es lógico pretender que YPF pierda un contrato que tiene desde hace años porque no se pudo cumplir con el plan original.Los costos de las decisiones que toma el gobierno tienen que ser repartidos para todos”, explicaron a EconoJournal allegados a la petrolera. La empresa propuso otros cambios en la resolución, que finalmente no fueron incluidos por la Secretaría de Energía. Sería incorrecto creer que YPF puede traccionar todo lo que reclama ante la cartera que dirige Darío Martínez. Por el contrario, la petrolera fue una de las últimas en conocer la letra chica de la resolución.
¿Cómo se resolverá el conflicto? La Secretaría tiene previsto contestar la nota de la CADE, al igual que una individual que envió Total. Pero tal como admitieron varios directivos consultados por este medio, la discusión quede sujeta a lo que suceda en el mercado con los pagos del Plan Gas Ar y la producción disponible en el mercado. «Si para julio no hay una corrección de los plazos de pagos, lo más probable es que las petroleras empiecen a discontinuar sus planes de inversión. Desde las casas matrices de las empresas no se va a autorizar que se siga invirtiendo si el Estado no cumple con lo que firmó», indicó el vicepresidente de Gas de una petrolera.
La Argentina subió nueve puestos en el índice de transición energética que mide el Foro Económico Mundial de Davos, donde se evalúa el desempeño de 115 países. En el último año, el país avanzó del puesto 56 al 47 en 2021, según el índice de transición energética (ETI, por sus siglas en inglés) que se realiza desde hace una década y establece una puntuación a los distintos países sobre el avance hacia las energías limpias.
Un dato destacado del informe tiene que ver con que en los últimos 10 años la inversión global sobre las medidas vinculadas a la transición energética se duplicó a nivel mundial. Mientras que en 2010 los fondos destinados fueron de alrededor de US$ 250.000 millones, en 2020 -pese a la pandemia- esa cifra alcanzó los US$ 500.000 millones. Sin embargo, el reporte afirma que “se necesitan más esfuerzos para mejorar la calidad del suministro eléctrico en las zonas electrificadas. Esto es fundamental para la prestación de servicios públicos, como los programas de pruebas y de vacunación contra el Covid-19”.
Qué mide el índice de transición energética
El informe es realizado por Foro Económico Mundial y Accenture, una compañía global de servicios y consultorías, y muestra el avance de la transición energética en la última década a partir de medir el panorama energético mundial y el cambio climático. El índice compara el desempeño actual de los sistemas energéticos de 115 países en tres dimensiones: desarrollo y crecimiento económico; sostenibilidad ambiental y seguridad energética; y, por último, acceso a la energía.
También, el ETI analiza la disposición para la transición a sistemas energéticos seguros, sostenibles, asequibles e inclusivos en los países de los cinco continentes. Según el informe, todos los países mejor calificados que se mantuvieron constante durante la última década comparten datos comunes como la bajada de subsidios a los combustibles fósiles, una seguridad energética mejorada y un marco normativo sólido y estable para impulsar la transición energética, destaca el comunicado difundido hace pocos días por el Foro Económico Mundial.
Sin embargo, los resultados también muestran que solo el 10% de los países lograron mejoras constantes en su puntuación en el ETI durante la última década. Este dato “resalta la complejidad inherente del desafío de la transición energética, como es evidente, por la falta de progreso medible en la dimensión del crecimiento y el desarrollo económico, principalmente a través de las implicaciones fiscales, las dislocaciones del mercado laboral y los desafíos de asequibilidad resultantes de la transición energética”.
El informe sugiere tres recomendaciones para el proceso de transición energética:
1- Buscar una transición justa priorizando medidas de apoyo a la economía, la fuerza laboral y la sociedad.
2- Impulsar la electrificación mientras se exploran otras opciones para descarbonizar las industrias.
3- Atraer fuentes de capital diversificadas y resilientes del sector público y privado para financiar inversiones de varios años y varias décadas.
Ranking
Los 10 principales países del ETI 2021 pertenecen a Europa: Suecia lidera la lista de 115 países por cuarto año consecutivo, seguida de Noruega y Dinamarca. Luego figuran Suiza, Austria, Finlandia, Inglaterra, Nueva Zelanda, Francia e Islandia.
Entre los países desarrollados, con grandes emisiones de CO2, le sigue Alemania en el puesto 18, Estados Unidos en el 24, Italia en el 27 y Japón en el 37. El gigante asiático China está en el puesto 68 del ETI, mientras que la India está 87, que colectivamente representan un tercio de la demanda mundial de energía y han logrado grandes mejoras en la última década pese a que el carbón sigue siendo fundamental en su matriz.
Según Roberto Bocca, Jefe de Energía y Materiales del Foro Económico Mundial, “a medida que entramos en la década de acción para cumplir los objetivos de lucha contra el cambio climático, el enfoque también debe abarcar la velocidad y la resiliencia de la transición. Cuando la transición energética tenga una madurez suficiente, resultará más desafiante sostenerla en el tiempo dado el cambiante panorama de riesgos a los que se enfrenta”.
Según Muqsit Ashraf, director general senior y responsable de la actividad energética de Accenture, indicó que “una transición energética resiliente y justa que ofrezca resultados sostenibles y oportunos requerirá una transformación en todo el sistema, incluido el replanteamiento de la forma en que vivimos y trabajamos, impulsamos nuestras economías y producimos y consumimos materiales. Esto, a su vez, requerirá una fuerte colaboración entre los responsables políticos, líderes empresariales, consumidores de energía y actores de la innovación”. “El camino para lograr una transición tan equilibrada ha sido arduo y lento, pero está cobrando impulso y ofrece a los países y a las empresas múltiples oportunidades de crecimiento y prosperidad a largo plazo”, añadió.
El yacimiento Manantiales Behr, operado por YPF en Chubut, volvió a marcar un récord al alcanzar los 3.918 m3/d. De esta manera, se registra por tercera vez un nivel de producción inédito para un área con casi 100 años de actividad. Cabe destacar, que este récord se obtuvo en el marco de las restricciones impuestas por la pandemia y a partir del trabajo multidisciplinario de los profesionales de la compañía.
Estos resultados representan un hito en la Cuenca del Golfo San Jorge y abre un camino para la recuperación de la producción convencional en forma sustentable al aumentar considerablemente el factor de recobro en los yacimientos.
En los próximos meses, la compañía iniciará el primer ciclo de rotación de las plantas de inyección de polímeros, lo que permitirá incorporar nueva producción de crudo con un bajo impacto ambiental. En la actualidad, el 20% de la producción de Manantiales Behr se genera como consecuencia de la aplicación de estas técnicas de recuperación terciaria.
A partir de estos buenos resultados, YPF analiza el desarrollo de futuros pilotos en otros campos de la Cuenca. Se destaca el proyecto en El Trébol con la expectativa de reactivar la producción en el Área de Reserva Trébol Escalante, que tiene más de 45 años de producción por inyección de agua y es un reservorio de características similares a los de Manantiales Behr.
También, la actividad se extenderá a la provincia de Santa Cruz, con un piloto en Cañadón León, uno de los campos más antiguos que opera la compañía pero que tendría un enorme potencial; y en Los Perales, en donde los primeros resultados muestran un futuro prominente para el desarrollo de recuperación terciaria en la zona. Además, un tercer piloto planificado para este campo permitirá a YPF probar, por primera vez, la inyección selectiva de polímeros.
La diputada nacional por Neuquén, Alma “Chani” Sapag, cuestionó con dureza al Frente de Todos por la actitud que asumió durante el conflicto que vivó la provincia patagónica en las últimas semanas. Al diputado nacional Oscar Parrilli y al legislador provincial Ramón Ríoseco los acusó de “lavarse las manos” y responsabilizar exclusivamente al gobierno de Omar Gutiérrez, mientras que con La Cámpora neuquina fue más allá y aseguró que participó de los hechos de violencia junto con partidos de izquierda y autoconvocados. “Montaron piquetes en toda la provincia con la consigna de: `generar caos y el mayor daño posible a la Provincia`, `prenderla fuego` y `desgastar al gobierno`”, aseguró la hermana del ex gobernador provincial Jorge Sapag en una carta abierta dirigida al presidente Alberto Fernández, que fue con copia a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner y al presidente de la cámara de diputados, Sergio Massa.
La carta comienza advirtiendo sobre el daño que provocaron la pandemia y la inflación en la actividad económica nacional y por ende provincial. “El presupuesto de la provincia está negativamente impactado por la pandemia y por la inflación. Y por otra parte, se deben dar respuestas a reclamos justos y razonables de los trabajadores públicos que requieren un reajuste de sus haberes, impactados en forma negativa por la inflación, que por décadas los sucesivos gobiernos nacionales no pudieron o no supieron resolver. Hoy somos la segunda economía del mundo en porcentaje de inflación y ocuparíamos el séptimo lugar en niveles de pobreza. Concluyo: ¿cómo se puede hablar de “Neuquén provincia rica” para justificar que Neuquén todo lo puede y que con sólo clamar lloverá el maná del cielo?”, aseguró.
Luego la emprendió contra los piquetes que paralizaron la provincia durante tres semanas. “Los piquetes agravan esta situación, generando más pobreza, más desocupación y más desinversión. Un solo piquete puede destruir en un instante la confianza imprescindible para los inversores, que tanto cuesta construir”, sostuvo.
Después de describir la situación, la legisladora le apuntó al Frente de Todos. “Quiero ahora comentar la actitud de algún legislador nacional del Frente de Todos, como Oscar Parrilli, de los diputados provinciales del Frente de Todos, del parlamentario Ramón Rioseco y de otros partidos opositores al MPN. Palabras más, palabras menos, dijeron: “El culpable de todo lo que pasa en Neuquén con los autoconvocados de salud y los piquetes es el gobernador de la Provincia del Neuquén, que es del MPN”. Se trata de una conducta simplista y cómoda, como la de Poncio Pilatos de “lavarse las manos”. Algunos fueron más allá y dieron su apoyo, su justificación, su aliento e incluso soporte a los piquetes. Dicen que la inteligencia procura soluciones. Mientras que la incompetencia sale a “cazar” culpables”, remarcó “Chani” Sapag.
También la emprendió contra La Cámpora de Neuquén. “La acción de dirigentes del Frente de la Izquierda de los Trabajadores (FIT), del Polo Obrero, de la ex Cerámica Zanón, de La Cámpora neuquina y de algunos autoconvocados de salud fue más lejos todavía. Quiero aclarar que en la salud pública neuquina trabajan 10.000 personas. En los piquetes participaron 600 autoconvocados de salud, es decir un 6%, acompañados por otros 600 activistas de los sectores mencionados. Montaron piquetes en toda la provincia con la consigna de: `generar caos y el mayor daño posible a la Provincia`, `prenderla fuego` y `desgastar al gobierno`”, aseguró. “Consideran a la Provincia como `la patronal` sin importar que la Provincia es una construcción colectiva de todos sus habitantes para defenderla y fortalecerla. No para dañarla. Obviamente es una conducta confrontativa a partir del odio, que desconoce que los problemas de la democracia se resuelven con más democracia. Desde el piquete se procura desestabilizar a las instituciones legítimas y extorsionar al gobierno mediante imposiciones a partir de la violencia de las acciones directas.”, agregó.
La legisladora aseguró que la intencionalidad política se evidencia también en la continuidad de algunos piquetes luego de haber ofertado un aumento salarial del 53%. “A la fecha, con la participación de `piqueteros` de distintas ciudades de la provincia (no más de 30), se sostiene activo el piquete en Villa La Angostura, realidad que usted conoce muy bien a través del embajador en Chile, el doctor Rafael Bielsa. Decidieron sostener este piquete aún después del otorgamiento de un aumento del 53% para el 2021, que le generará a la provincia un endeudamiento, sólo para este año, del orden de los 13.000 millones de pesos. Los piquetes montados inicialmente sobre la exigencia de la actualización salarial de los empleados públicos de salud dejaron de tener excusas, a partir de ese aumento que fue otorgado a todos los empleados públicos de la provincia. ¿Por qué insisten entonces con la comisión de un delito federal? Los motivos son ideológicos, políticos y electorales”, remarcó.
Sapag le puso luego cifras al daño provocado por los piquetes y aseguró que parte de esa cuenta también la terminará pagando el gobierno nacional con importaciones adicionales de energía durante el invierno. “Es mi deseo también informarle que la Tesorería provincial vio afectados sus ingresos en 1000 millones de pesos en veinte días de piquetes. Las empresas y los habitantes de la provincia se vieron privados de comerciar, trabajar y percibir ingresos por el orden de 2000 millones de pesos. Y que la Nación deberá prever un desembolso adicional por culpa de los piquetes de más de 25.000 millones de pesos extras para la importación de gas en barcos para el invierno. ¿Quién se hace cargo de todo este daño? Será una carga más para todos los habitantes”, sostuvo.
Por último, la legisladora del Movimiento Popular Neuquino le pidió al presidente que advierta el peligro que este conflicto genera para la democracia. “Me permito solicitar al señor Presidente la atención urgente de los tres poderes del Estado Nacional, más allá de todas las responsabilidades asumidas por el gobierno provincial como agente que es del gobierno federal. La conjunción de la inflación, la recesión, la pandemia y los piquetes dieron lugar a que se produjera esta innecesaria situación. Le solicito además que advierta el peligro que representa este accionar antidemocrático, extorsivo y violento para el funcionamiento de la democracia y para la construcción de una República federal”, concluyó.
La Interventora del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Soledad Manin, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, se reunieron en la sede del Sindicato de Luz y Fuerza con el secretario general del gremio, Rafael Mancuso, para abordar la situación del servicio de distribución de energía eléctrica, luego de que el gobierno autorizara un aumento del 9 por ciento en promedio para las tarifas de electricidad de Edenor y Edesur, las empresas que tienen la concesión del Área Metropolitana de Buenos Aires.
Durante la reunión, la interventora explicó que el ENRE se encuentra completando la verificación de la ejecución de la primera etapa del plan de inversión y obras de infraestructura de distribución eléctrica en el AMBA, impulsado por el Ente Regulador y la Subsecretaría de Energía Eléctrica, según informó el gobierno mediante un comunicado. En este marco, agregó el informe, las distribuidoras ejecutaron más de 800 millones de pesos en el primer trimestre del año, y se encuentra iniciada la segunda etapa con un compromiso de inversiones por 1.493 millones de pesos.
Mancuso, de Luz y Fuerza, flanqueado por Manin y Basualdo ayer en la sede del gremio.
El Secretario Gremial Oscar Requejo y el Subsecretario General Néstor Matías también participaron del encuentro en que se puso sobre la mesa la necesidad de garantizar las condiciones de trabajo para sostener la calidad del servicio. Al mismo tiempo, los representantes gremiales ratificaron el compromiso de los y las trabajadoras con la prestación brindada y el esfuerzo realizado desde el comienzo de la pandemia producida por la COVID-19.
La crisis política que estalló en el gobierno por la disputa entre el ministro de Economía, Martín Guzmán, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, el principal asesor en materia de energía del Instituto Patria, dejó en evidencia la falta de consenso que existe dentro del Ejecutivo acerca de cómo gestionar los subsidios que recibe el sector. En Economía consideran que la política actual de asignación de subsidios a las tarifas de gas y electricidad termina beneficiando, en términos relativos, más a los segmentos de mayores ingresos que a los usuarios de menor poder adquisitivo.
En esa clave, el asesor de Guzmán no duda en afirmar que la ejecución de subsidios energéticos durante las administraciones kirchneristas terminó siendo «pro-rico«, es decir, beneficiaron más a sectores medio altos y altos.
“No existen dudas, desde una perspectiva distributiva, que los subsidios pueden ser una poderosa herramienta para proteger a los sectores más vulnerables de una población. Sin embargo, en Argentina se ha presentado un importante problema de focalización, debido a que gran parte de las transferencias corrientes han sido absorbidas por las clases superiores y los consumidores no residenciales”, advierte el documento.
Problemas de focalización
Salinardi explica que un subsidio es ‘pro-rico’ si se concentra en la parte más alta de la distribución del ingreso, mientras que es «pro-pobre» si lo hace en los quintiles más pobres de la misma. Utilizando la Encuesta Nacional de Gasto de los Hogares, el asesor del ministro sostuvo que, entre 2003 y 2015, la evolución hacia el alza de los costos de generación eléctrica y de gas natural, junto con la decisión política de mantener inalterada la tarifa eléctrica al consumo residencial (en la región metropolitana de Buenos Aires, «provocó un sistemático desfasaje entre el precio que pagan las distribuidoras por la energía (precio de la demanda) y el costo de generación, que no es otra cosa que el costo promedio horario mensual de la energía que declaran los generadores de energía calculado por CAMMESA, colocando al subsidio a la electricidad del lado pro-rico«.
El desbalance fue más evidente en el caso del gas natural, dado que el servicio de gas por redes tiene una menor cobertura (por lo que los sectores populares se ven obligados a consumir garrafas de GLP). Tal como detalla la tesis, “se cuantifica el consumo por hogar en metros cúbicos y una vez obtenidas las cantidades, se procede a calcular el subsidio por hogar utilizando los cuadros tarifarios por región. De allí se deduce que los subsidios al gas de red son pro-ricos: es decir que no se concentran las transferencias en los quintiles más bajos de la distribución del ingreso, sino que lo hacen de manera pro-rica a lo largo de la misma”.
Cómo se distribuyeron los subsidios al gas en función del nivel socioeconómico de la población.
Un problema mayor
Si bien existe el mismo problema de focalización que rige para los subsidios a la electricidad, Salinardi insiste en que “se observa que el sesgo pro-rico es mayor en el estudio del gas de red. Esto se vincula con el hecho de que el gas de red no tiene el mismo grado de cobertura o acceso que la electricidad, a raíz de la existencia de hogares vulnerables más sesgados a proveerse del servicio vía gas envasado (garrafas)”.
A raíz de eso, el asesor de Guzmán propone un cambio en los esquemas de subsidios, en algunos casos replicando medidas tomadas por el gobierno nacional a partir del 2016 y en otros ensayando algunas reformas similares a las que se adoptaron en otros países del mundo. «Para alcanzar una mejora en la focalización de este tipo de políticas públicas, es críticamente importante utilizar los criterios apropiados o proxis necesarias para llegar a los grupos más vulnerables, y considerar los desafíos que acarrea su implementación», concluye el trabajo. En la práctica, implicaría avanzar con un esquema de segmentación de tarifas que continúa postergado por falta de voluntad y cohesión política dentro del gobierno.
Héctor Gay, intendente de Bahía Blanca y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, junto a otras autoridades de la ciudad, inauguraron el evento FISA, la feria multisectorial más grande del sur argentino, que en esta nueva edición tendrá un formato virtual y contará con Pampa como su sponsor principal.
“Esta región es muy importante para Pampa Energía, aquí tenemos nuestros tres parques eólicos que le brindan energía sustentable a gran parte del país y tres centrales que abastecen a miles de bonaerenses. Por eso estamos orgullosos de auspiciar un evento tan importante como FISA y compartir esta inauguración junto al gobernador de la provincia y al intendente de la ciudad” expresó Marcelo Mindlin.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía
Este año FISA utilizará la plataforma exclusiva www.fisa.com.ar, con diseños creativos y ambientaciones para que el recorrido de la feria virtual sea una experiencia única. Habrá rondas de negocios multisectoriales, con la participación de más de 60 empresas de todo el país, un concurso de fotografía con más de 600 trabajos de ciudades del Sudoeste de la provincia de Buenos Aires y cerca de 100 stands para recorrer e interactuar, junto a otras actividades para chicos pensadas para trabajar en la escuela.
La muestra contará con la participación de importantes disertantes como Marcelo Longobardi, Carlos Melconián, Facundo Manes, Claudio Zuchovicki, Julia Strada, Mateo Salvatto, Jorge Asís, Alejandro Bercovich y Roberto Navarro.
El gobierno deberá definir qué sucederá con el régimen promocional de biocombustibles aprobado en 2006, que expira el próximo 12 de mayo. Una de las opciones que se baraja puertas adentro del gobierno es prorrogar por 60 o 90 días el esquema actual hasta que se discuta en el Congreso una nueva norma. Al mismo tiempo, el oficialismo presentó en la cámara de Diputados un nuevo proyecto para regular al sector hasta 2030. Otros sectores promueven la prórroga a la actual Ley.
En ese contexto, el titular de la consultora Energía y Economía, Nicolás Arceo, se refirió al debate sobre el nuevo régimen para los biocombustibles: “creo que la situación de 2006 (cuando se aprobó la Ley 26.093) es distinta a la que tenemos hoy en 2021 con el descubrimiento de Vaca Muerta y con el abaratamiento relativo de los fósiles versus a los productos alimentarios”. Con el precio de la soja por encima de los 560 dólares la tonelada, el precio del biodiesel duplica al del gasoil.
En una entrevista en Radio 10 en el programa Mañana Sylvestre, Arceo añadió que “no fue un error el proyecto de Ley en el 2006, pero cambió la situación (macroeconómica del país) por lo que hoy se necesita un nuevo proyecto adecuado a las nuevas condiciones”.
El rol de Vaca Muerta
El economista y titular de la consultora Energía y Economía también remarcó que “ya no hay una tendencia alcista en los mercados internacionales de los combustibles fósiles como se verificaba hace 15 años”, con el precio del crudo incluso por encima de los 100 dólares. Según Arceo, la diferencia es que hoy la Argentina “tiene una producción de crudo y un nivel de reservas y de recursos (hidrocarburíferos) que puede garantizar el abastecimiento local, algo que hace 15 años, antes del descubrimiento de Vaca Muerta, no teníamos y en donde el declino de la producción convencional implicaba la posibilidad de no garantizar el consumo local de combustibles fósiles en las siguientes décadas”.
Arceo explicó que el régimen de promoción actual tuvo ventajas y éxitos, pero también implicó un costo fiscal y externo “muy elevado a lo largo de la última década y media”. Según explicó el economista, la pérdida de recursos fiscales que demandó fue de casi 6.000 millones de dólares a lo largo de los últimos 15 años.
Diferencia entre Bioetanol y biodiesel
Arceo estableció una diferencia entre el bioetanol de caña y el biodiesel. Según explicó, el etanol de caña permitió un ahorro significativo de divisas externas “al sustituir importaciones de nafta con producción local de azúcar, que excede la demanda interna y que no tiene oportunidades de exportación en el mercado internacional. En términos del sector azucarero es central el mantenimiento del cupo a la producción de etanol de caña”.
En cambio, mencionó que el corte del 10% del biodiesel durante 15 años implicó una pérdida de recursos externos por aproximadamente 2.100 millones de dólares “producto de que la soja que se dejó de exportar fue mucho mayor de lo que se logró ahorrar en importación de gasoil, centralmente porque el gasoil es más barato que la soja que se dejó de exportar”.
Por último, Arceo señaló que el gobierno está planteando mantener el corte en el etanol con las naftas en 12% y reducir el corte del biodiesel de soja con el gasoil del 10% al 5%. “Claramente este corte va a reducir el grado de utilización de la capacidad instalada, pero lo que va a permitir es una mejora en los precios en surtidor y una menor presión hacia el alza de los combustibles”, concluyó.
Gastón Malbos (PAE), Gabriel González (presidente de Garantizar) y Gastón Buhacoff (PAE)
Pan American Energy (PAE) y Garantizar, la Sociedad de Garantía Recíproca más importante del país, firmaron un acuerdo para facilitar el acceso al crédito a pequeñas y medianas empresas estratégicas en la cuenca neuquina.
A través de este convenio, durante los próximos dos años, PAE bonificará los gastos por comisiones de las garantías emitidas por Garantizar a las PyMEs en operaciones de crédito por hasta $ 600millones. De esta manera, las pequeñas y medianas empresas podrán acceder a facilidades crediticias a tasas de interés más competitivas. El acuerdo permitirá que las pymes puedan desarrollar su negocio, o bien ampliarlo, en cualquier etapa de su ciclo productivo.
El convenio es impulsado por el Programa Pymes PAE, el cual desde hace 15 años viene trabajando para la promoción del desarrollo local.
La alianza estratégica de PAE con Garantizar comenzó en 2009 con la firma de un acuerdo destinado a facilitar el acceso al financiamiento de pymes del Golfo San Jorge, que actualmente sigue vigente. Desde su inicio, se promovieron más de 660 operaciones financieras que beneficiaron a más de 440 empresas de dicha región. Hoy, este compromiso se extiende a la cuenca neuquina.
Este convenio es el resultado del compromiso de Pan American Energy con el desarrollo de las comunidades y de su trabajo junto a las pymes como agentes esenciales del crecimiento. En el último año, PAE desarrolló un Programa de Asistencia a Pymes en el que se beneficiaron más de 250 empresas y emprendedores de diferentes puntos del país.
Garantizar, como Sociedad de Garantía Recíproca (SGR), brinda las garantías o avales para que las PyMEs accedan a mejores oportunidades en cuanto a plazo, tasa y condiciones de créditos bancarios. Los fondos de las SGR son aportados por personas físicas o jurídicas, como Pan American Energy, uno de los principales socios protectores de Garantizar.
La AFIP informó el domingo que unos 10.000 contribuyentes pagaron, o comenzaron a pagar en hasta 6 cuotas, el Aporte Solidario Extraordinario de las Grandes Fortunas. Los datos preliminares muestran que la recaudación será de al menos 223.000 millones de pesos. De ese total, 55.000 millones de pesos, unos 550 millones de dólares, serán destinados a financiar programas y proyectos de exploración, desarrollo y producción de gas natural.
El rol de IEASA e YPF
La ley establece que los recursos para el desarrollo del gas se canalizarán a través de la estatal IEASA (ex Enarsa), la cual viabilizará esos proyectos proponiendo y acordando con YPF, en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución.
IEASA luego deberá reinvertir las utilidades provenientes de los proyectos, “en nuevos proyectos de gas natural durante un plazo no inferior a 10 años a contar desde el inicio de la vigencia del presente régimen”.
Dentro del gobierno, algunos sectores exploraron en las últimas semanas la posibilidad de que IEASA no solo se asocie con YPF para el desarrollo de proyectos sino también con algunas petroleras privadas, al menos en aquellas zonas donde YPF no muestre interés e incluso ha iniciado un proceso de desinversión. De hecho, hubo contactos entre algunos funcionarios y empresarios de petroleras independientes por este tema. EconoJournal consultó a IEASA para saber si ellos estaban contemplando esa posibilidad, pero fuentes de la compañía lo descartaron. “No tenemos pensado juntarnos con ninguna petrolera salvo YPF, es lo que manda la ley. Proyectos con YPF”, respondieron.
Qué proyectos se financiarán
En artículo 7 de la ley 27.605 aclara que los proyectos de desarrollo de gas deberán ser aprobados por la secretaría de Energía de la Nación. El organismo que conduce Darío Martínez todavía no explicitó qué criterios se tomaran en consideración para la selección de proyectos y cómo se elaborará el ranking de prioridades. Esos puntos serán claves para tratar de reducir la discrecionalidad al momento de definir en qué áreas se invertirá primero.
Ahora que el dinero empezó a fluir es necesario que la secretaría de Energía acelere los tiempos y comience a tomar definiciones sobre estos temas para sacarle el máximo provecho a los fondos.
Piso de 550 millones de dólares
La ley 27.605 que aprobó el Congreso en diciembre establece en su artículo 7 que el 25% de los recursos estarán destinados a proyectos de desarrollo de gas. Por ahora son unos 550.000 millones de dólares al tipo de cambio oficial, pero esa cifra podría crecer porque en el organismo fiscal estiman que unos 3000 contribuyentes todavía no cumplieron con el pago del aporte, aproximadamente un 20% del universo total estimado.
De esos 3000 contribuyentes, unos 200 presentaron una demanda en la Justicia para no pagar el aporte y habrá que esperar la resolución de esas demandas, mientras que los 2800 restantes simplemente decidieron no pagar, tal vez porque tienen la expectativa de que no serán alcanzados por el radar del organismo recaudador.
En respuesta a esos ciudadanos, la AFIP informó que “ya inició un número relevante de fiscalizaciones integrales a contribuyentes millonarios que omitieron completar las declaraciones juradas e ingresar los pagos correspondientes”. “Los procedimientos abiertos a través de la DGI permiten analizar el patrimonio de quienes no cumplieron con sus obligaciones durante un plazo aproximado de 150 días donde el organismo está habilitado a solicitar información detallada”, agregaron.
En el debate que se llevó adelante en el Congreso a fines del año pasado el gobierno informó que preveía recaudar 307.000 millones de pesos. Hasta ahora embolsaron el 73 por ciento del monto proyectado. Si efectivamente lograran llegar a los 307.000 millones, el monto destinado a proyectos de gas treparía a 76.750 millones, unos 767 millones de dólares.
La minera canadiense Cerrado Gold, propietaria de Minera Don Nicolás, a cargo del proyecto homónimo ubicado al norte de la provincia de Santa Cruz, incrementó 45% la producción de oro en el primer trimestre de 2021 respecto al último trimestre del año pasado. La producción de oro reportada es de 7.485 onzas de oro en el primer trimestre de 2021, que significa una mejora del 45% sobre la producción del cuarto trimestre de 2020, que fue de 5.168 onzas”, señaló Cerro Gold en un comunicado.
La minera canadiense adquirió el proyecto en marzo del año pasado por 45 millones de dólares luego de varios meses de negociaciones con la Compañía Inversora de Minas (Ciminas), una firma conformada por las empresas Mirgor, controlada por Nicolás Caputo, Newsan y BGH, entre otras compañías de tecnología con base en Tierra del Fuego.
“La producción mensual de oro ha aumentado continuamente desde que Cerrado Gold adquirió Minera Don Nicolás, destacada con 3.150 onzas producidas en marzo de 2021, una mejora del 18% con respecto a las expectativas de la compañía”, continúa el comunicado de la compañía canadiense.
Don Nicolás
El proyecto abarca alrededor de 260 kilómetros cuadrados en el Macizo del Deseado, un área con gran potencial minero. Tiene una expectativa de vida de siete años con una estimación de producción de 50.000 onzas de oro y plata anuales. La minera canadiense cree que con el fuerte aumento de la producción de las últimas semanas puede cumplir este objetivo en 2021. La operación es en las áreas La Paloma y Las Martinentas, dos zonas del proyecto don Nicolás separadas entre sí por 30 kilómetros. Cuenta con reservas de oro y plata estimadas en 2,97 millones de toneladas, de las cuales la gran mayoría serían de oro.
Mark Brennan, director ejecutivo y copresidente de Cerrado Gold, indicó: «si bien la producción sigue siendo modesta y está en el modo de aceleración, vemos un camino claro hacia un crecimiento significativo de la producción. Estamos encantados con las sólidas mejoras operativas que logramos en un entorno de Covid-19 muy desafiante”.
La petrolera Oilstone comenzó a operar el 1° de mayo de 2011 como una compañía argentina de exploración y producción de hidrocarburos. La fecha elegida, el Día del Trabajador, no fue casual, ya que representa los pilares sobre los que se edificó la compañía: trabajo profesional, responsable y en equipo.
La historia de la empresa deja constancia de su crecimiento ininterrumpido desde los inicios. En 2011 comenzó a operar el yacimiento Cerro Bandera, mediante un contrato compartido con YPF; en 2015 formó la UT Dorsal con Gas y Petróleo del Neuquén, con 7 concesiones; en 2018, adquirió a YPF el 100% de Cerro Bandera; y en 2019, el 100% de las concesiones Al Sur de la Dorsal, Anticlinal Campamento, Dos Hermanas y Ojo de Agua.
Desde su nacimiento, la visión de la compañía fue compartida por los directores y se mantuvo firme a lo largo de su historia.
Diego Garzón Duarte, presidente y director general de Oilstone señaló: “Nos sentimos muy orgullosos de los logros alcanzados, con gran esfuerzo y dedicación, en estos diez años”. Y agregó: “El crecimiento y el desarrollo sostenido, forman parte del ADN de Oilstone y son factores diferenciales en la industria; por ello, invertimos US$50 millones en la adquisición de yacimientos, nuevos pozos, work overs e instalaciones”.
Con un equipo de 270 personas, la compañía opera 12 concesiones de explotación, sobre una superficie de 2.500Km2 de la Cuenca Neuquina, que integran 1.300 pozos y 36 plantas. Los objetivos iniciales, fueron superados ampliamente y hoy Oilstone representa un caso de éxito en la industria del petróleo y gas en la Argentina.
Actualmente, Oilstone ocupa el puesto número 19 en el ranking de Producción de Petróleo Operado y el 13 en el ranking de Producción de Gas Natural Operado. Asimismo, cuenta con varios proyectos en la región y continúa al frente de los principales proyectos de exploración y operación de yacimientos de petróleo y gas natural en el país.
Con más de 60 años de presencia en Argentina y 120 de trayectoria global, la petroquímica DOW designó a Gilson Reiss, el actual Director de Operaciones de América Latina, como el nuevo líder de la sede ubicada en Bahía Blanca bajo el rol de Director de Operaciones. La compañía estadounidense ofrece soluciones químicas para una amplia variedad de industrias, opera 113 sitios de fabricación en 31 países y emplea a 37 mil personas.
El Ingeniero Químico graduado de la Universidad Federal de Sergipe (Brasil), ejerció desde el 2009 la dirección del Centro Tecnológico y de Operaciones de Dow Industrial Solutions en St. Charles, Louisiana. Dueño de una trayectoria de más de 30 años, Gilson desempeñó variedad de roles afines a la manufactura e ingeniería. Con marcado foco en la innovación desde sus comienzos en Aratu-BA (Brasil) en 1987, su liderazgo y capacidad lo hacen parte de la historia de la compañía y lo han llevado a ocupar posiciones clave para Dow en su búsqueda de materiales más innovadores y sustentables.
“Estoy muy agradecido de trabajar en Bahía. Nuestra prioridad no ha cambiado: es la seguridad de nuestros empleados y contratistas. A nivel global tenemos el desafío de seguir siendo competitivos. Para eso tenemos que atender a las necesidades del cliente a través de una operación confiable. En Bahía Blanca tenemos mucho talento que me llena de confianza para hacer un buen trabajo”, sentenció el nuevo Director de Operaciones.
El reciente récord de producción alcanzado por el complejo de Dow en Bahía Blanca consolida a la petroquímica como un eslabón clave para el abastecimiento global de materias primas. En este sentido, la designación de Gilson Reiss se alinea con las metas globales de la empresa, que reafirma su compromiso de seguir produciendo de manera segura desde Bahía Blanca para todo el mundo.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, respaldó hoy fuertemente al subsecretario de Energía Eléctrica,Federico Basualdo, en medio de la crisis que atraviesa el gobierno sobre la política tarifaria, que en los últimos días enfrentó al funcionario vinculado al Instituto Patria y La Cámpora con el ministro de Economía, Martín Guzmán. Kicillof advirtió que con en el contexto de pandemia no se puede aprobar otro aumento además del que ya se concretó del 9% a partir del 1° de mayo para las boletas de Edenor y Edesur.
“Aumentos mayores con bolsillos flacos y con pandemia es muy difícil pensar. Creo que hay que repensar todo en esta pandemia y en segunda ola y después, en todo caso, ver con las compañías (distribuidoras) como están. A Federico Basualdo yo lo conozco, estuvo en mi época (en el Ministerio de Economía) y es un excelente funcionario. Después con lo que pasó no tengo idea, lo leí por los diarios. Pero me parece que regular un incremento de menos de dos dígitos es una forma de salir de este problema”, señaló hoy el gobernador al programa Habrá Consecuencias de la Radio El Destape.
Aumento en la Provincia
El gobernador bonaerense se refirió a la discusión sobre la política tarifaria de los últimos días que involucra al Área Metropolitana de Buenos Aires: “Para que haya inversiones y menos cantidad de cortes en invierno, nosotros regulamos a las proveedoras de la provincia y acercamos un aumento del 7%. Comparado con el movimiento de los salarios y de la inflación, es un número asequible”. Y agregó que “en esta discusión, particularmente como Edenor y Edesur tiene injerencia en el conurbano bonaerense, donde la pandemia pegó muy fuerte, no se puede superar el aumento que ya se estableció del 9%”.
Kicillof indicó también que “el macrismo interrumpió los aumentos que tenía acordado con las distribuidoras en 2019. O sea, ya van dos años de congelamiento tarifario. Si uno mira el movimiento de los precios y el salario, la verdad es que las tarifas se redujeron por el movimiento general de los precios, por la inflación y el último año de gobierno de Macri”. “Creo en la revisión de las tarifas que firmó Macri, con Larreta también, sobre todo rever qué hicieron con unas tarifas tan elevadas y con esas ganancias”, añadió.
Críticas a Macri
Además, Axel Kicillof remarcó que “durante el macrismo hubo un aumento cercano al 3.000% en las tarifas eléctricas en algunos casos, absolutamente desproporcionado. Generó una ganancia extraordinaria en una parte de la cadena energética de la Argentina, particularmente en distribución”.
“Con tarifas inmensas y ganancias muy altas no se vio una mejora en la calidad de servicio ni una inversión mucho más alta de lo que venía ocurriendo. Durante el macrismo ese incremento tarifario formó parte del proceso de endeudamiento y fuga, porque esa plata se cobraba en pesos, pero se transformaba a dólares y se iba del país. El modelo de tarifas elevadísimas no sirve para nada”, subrayó el gobernador.
En línea con su misión de fortalecer el sistema sanitario de la región desde los inicios de la pandemia del COVID-19, Tenaris se encuentra ejecutando una reforma integral al sector de quirófanos del Sanatorio «Augusto T. Vandor», administrado por la seccional Campana de la Unión Obrera Metalúrgica (UOM).
Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur, recorrió esta semana el sector que está en proceso de renovación y destacó el impacto que estas mejoras tendrán en la operatoria diaria y que elevarán el nivel de las intervenciones quirúrgicas llevadas a cabo en el establecimiento. También agradeció los esfuerzos que el personal médico de este centro y de la región están haciendo hace tantos meses.
«Detectamos la necesidad de avanzar con reformas del establecimiento durante el análisis conjunto que hicimos en conjunto con la UOM a lo largo de la pandemia. En este centro médico son atendidos cientos de colaboradores y personal retirado de la compañía, a quienes queremos cuidar tanto dentro de planta -implementando estrictos protocolos de seguridad para operar- como fuera de ella», señaló Martínez Álvarez.
De la recorrida participaron también Santiago García, Director del área de Ingeniería de Tenaris y Ángel Derosso, Secretario Adjunto de la UOM Seccional Campana.
El proyecto consiste en una mejora de la infraestructura edilicia y un reordenamiento del lay-out general. A partir de esta iniciativa, el Sanatorio Vandor contará con dos quirófanos -uno grande y otro intermedio-, una sala de partos, áreas de circulación limpia y sucia divididas, un área de rehabilitación anestésica, un vestuario para médicos y un ala de esterilización. Además de las obras, Tenaris concretó esta semana la donación de 3 respiradores mecánicos de última tecnología para la asistencia de los casos más complejos.
En total, la obra implicó el reacondicionamiento de 315 metros cuadrados y una inversión de más de $25 millones. Si bien la sala de partos y la maternidad aledaña tuvieron que ver interrumpidos sus servicios, en ningún momento se afectó el funcionamiento de la Unidad de Terapia Intensiva, un recurso indispensable en tiempos de pandemia.
Adolfo Cartelli, subdirector del Sanatorio Vandor, cuenta con una extensa trayectoria de trabajo en quirófanos de toda Argentina. En ese sentido, aseguró que «las nuevas instalaciones de nuestra institución la colocan en un nivel de práctica muy elevado, muy cerca de los hospitales de referencia del país. Estamos en condiciones de llevar adelante desde una intervención menor hasta una neurocirugía de alta complejidad, con importantes condiciones de seguridad y en un ambiente cómodo tanto para los profesionales como para los pacientes», subrayó.
El fortalecimiento del sistema sanitario de la región ha sido prioritario para Tenaris desde que comenzó la pandemia del COVID-19. La compañía optimizó las prestaciones del “Augusto T. Vandor” a lo largo de todo el 2020, donando equipamiento médico, así como miles de insumos de bioseguridad para prevenir de contagios entre su personal.
Asimismo, recientemente se empezaron a ejecutar las obras para un nuevo laboratorio en el Hospital Municipal San José de Campana, un proyecto de Tenaris para mejorar no solo la calidad de atención sino también la capacidad de respuesta médica del establecimiento sanitario local.
«Lo peor de esta situación de indefinición es que deja a todos rotos. El presidente, el jefe de Gabinete y (Martín) Guzmán, que no pudieron sacar a (Federico) Basualdo, pero también el propio Basualdo y Darío Martínez. Todos quedan desdibujados«, se sinceró, catárquico, un funcionario del área energética del gobierno. A última hora del domingo, voceros del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Energía evitaron realizar comentarios sobre la situación de Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, que está involucrado desde el viernes al mediodía en una crisis de renuncias, enredos y desmentidas que estalló en el seno del gobierno.
Después de que el ministro de Economía, Martín Guzmán, acordara su salida con el presidente Alberto Fernández y el jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, Basualdo se negó a presentar la renuncia que le pidió Darío Martínez, titular de Energía, según pudo reconstruir EconoJournal en base a distintas fuentes gubernamentales. Tres días después el subsecretario sigue en el cargo. No contestó la consulta de este medio acerca de su continuidad. Tampoco lo hicieron los colaboradores de Martínez.
Con respaldo
Basualdo es una pieza clave en el armado energético del cristinismo. Es el principal asesor en energía del cristinismo. Orgánico de La Cámpora, responde a Máximo Kirchner y al ministro del Interior, Wado de Pedro. Eso lo diferencia, por ejemplo, de Federico Bernal, interventor del Enargas, que no forma parte de la organización que lidera el hijo de la vicepresidenta Cristina Kirchner.
Si bien tiene a cargo el área de Energía Eléctrica, el subsecretario maneja una agenda mucho más amplia. Por ejemplo, la semana pasada se reunió con empresarios petroleros que están negociando con YPF la compra de yacimientos maduros. También tiene injerencia directa sobre la empresa estatal IEASA, que maneja una caja millonaria de subsidios. Fue Basualdo quien impulsó el reemplazo en febrero de Andrés Cirnigliaro, ex presidente de la compañía, por Agustín Gerez. Por eso La Cámpora y el cristinismo en general se niegan a soltarle la mano.
¿Cómo termina la historia?
Desde Presidencia ensayaron una contorsión narrativa para argumentar que Alberto Fernández comparte la visión de Guzmán con relación a la necesidad de cambiar al titular de la Subsecretaria de Energía, pero arguyen que la salida del funcionario no se producirá inmediatamente porque el ministro se equivocó al filtrar en los medios de comunicación su pedido de renuncia a Basualdo. En todo caso, fue un error compartido, porque en rigor, fueron los voceros del Presidente quienes respaldaron el viernes al ministro de Economía. El silencio oficial no hace más que acentuar el vacío de poder que se generó en la Secretaría de Energía.
Habrá que ver qué sucede con Basualdo, si resiste o no en la Subsecretaría de Energía. Pero no es el único herido que está dejando este embate interno. A Darío Martínez también se le dificultará retomar la iniciativa hasta que no quede claro qué pasará con uno de sus subalternos.
Lo concreto, a esta hora, es que el gobierno apunta a que la pandemia funcione como un catalizador que neutralice la crisis y le quite fuerza en la agenda. En esa clave, fuentes gubernamentales filtraron ayer que el Presidente prevé viajar a Europa dentro de 10 días acompañado por Guzmán. Una vez más, se apuesta a que el paso del tiempo cauterice las heridas. Mientras tanto, la gestión del sector de energía se paraliza.
Después de un día que tuvo, como mínimo, versiones opuestas difundidas por el propio gobierno y desmentidas de altos funcionarios sobre la expulsión o no del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, referenciado con la vicepresidenta Cristina Fernández y enfrentado al ministro de Economía, Martín Guzmán, sobre la política de subsidios energéticos, el gobierno definió a última hora de ayer un incremento de las tarifas.
En los hechos, el gobierno autorizó un aumento del 9% en promedio para las tarifas de electricidad de las empresas Edenor y Edesur, que tienen la concesión en el Área Metropolitana de Buenos Aires. El incremento forma parte de la Revisión Tarifaria de Transición que impulsó el Poder Ejecutivo este año y será efectivo a partir del 1° de mayo. Formalmente, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), a cargo de la interventora María Soledad Manin, disputo el incremento a través de las resoluciones N° 106 y 107 publicadas a las 23:30 horas del viernes 30 de abril en un suplemento del Boletín Oficial.
El Estado subsidia un 40% del precio monómico (costo real) de la energía.
Si bien el gobierno autorizó un aumento en las tarifas para el AMBA, la disputa interna en los distintos sectores que forman el gobierno sigue abierta y muestra a las claras la profundidad de la crisis política que se desencadenó en el Frente de Todos por las tarifas de los servicios públicos. A las idas y vueltas de ayer, hoy se sumó uno nuevo: el ENRE publicó primero una gacetilla de prensa donde explicitaba que este era “un único incremento para el corriente año”, una definición más ajustada a la visión de Federico Basualdo. Pero, luego, el mismo ente regulador corrigió el texto en la versión digital quitándole esa parte y -así– dejando abierta la posibilidad de un nuevo aumento de las tarifas para 2020, una versión más acorde a la visión de Martín Guzmán.
El aumento del 9% en la factura final implica un incremento del ingreso de las compañías distribuidoras de electricidad en concepto de Valor Agregado de Distribución (VAD) de alrededor del 20%.
El texto del aumento
En los considerandos de las resoluciones 106 y 107, ambas señalan que “en el marco de este esquema tarifario de transición del servicio de distribución de energía eléctrica, la Secretaría de Energía entendió oportuno y conveniente que el ENRE, en el marco del proceso de negociación del acta acuerdo de transición, realice una adecuación del 9% a aplicar sobre la tarifa final a los usuarios, sobre los valores de la resolución ENRE N° 78 de fecha 30 de marzo de 2021”, para Edenor y Edesur “manifestándose de ese modo la voluntad del poder concedente respecto a la pauta de aumento que corresponde aplicar”.
El ajuste tarifario del 9% en promedio es sobre los costos propios de distribución de las empresas Edenor y Edesur y es para las facturas de las pequeñas demandas residenciales (de las categorías R1 a R9), general (G1 a G3) y alumbrado público; T2 (medianas demandas entre 10 kW y 50 kW de potencia contratada) y T3 (grandes demandas mayores a 50 kW de potencia contratada, pero hasta 300 kW).
Según las resoluciones, como resultado de los ajustes el Costo Propio de Distribución (CPD) anualizado de Edenor se incrementa un 20,9%, representando el 46% de la facturación total estimada de la empresa, mientras que para Edesur será de 21,8% el incremento del CPD, que representa un 44% de la facturación total estimada. De este modo, la tarifa media total se ubica en el orden de los 5,127 pesos por kilovatio por hora ($/kW h) en Edenor y 5,020 $/kW h para la distribuidora Edesur.
Revisión de la RTI de 2016
Las resoluciones describen en los considerandos la situación económica y social del país con una caída del PBI de 9,9%, pobreza del 42% y desocupación del 11% y advierten que “de haberse mantenido la política tarifaria resultante de la Revisión Tarifaria Integral realizada en el año 2016, sumado a la quita total de los subsidios, a febrero de 2021 los usuarios residenciales habrían tenido que afrontar un 168% de aumento en sus facturas, entre 116% y 130% los comercios, y entre 128% y 139% las industrias”. Además, agrega que “el impacto de dicha política habría deteriorado el poder adquisitivo de las familias: la factura de energía eléctrica hubiese pasado de representar el 5% al 12% de los ingresos de un Salario Mínimo Vital y Móvil, del 2% al 5% para un salario promedio del sector privado, y del 5% al 14% de los ingresos de los trabajadores”.
AES Argentina presentó una nueva identidad corporativa, alineada a la estrategia global de reflejar su transición a las energías limpias.
El nuevo logo, refleja el compromiso de la empresa en asumir su responsabilidad como líder en la transición mundial hacia las energías renovables. Representa años de trabajo suministrando energía confiable con soluciones sostenibles, innovadoras y competitivas; a clientes y comunidades donde opera.
“Nuestro objetivo como empresa es hacer más sostenible el suministro eléctrico de nuestros clientes, apoyando y contribuyendo al logro de sus metas de negocio; equilibrando la dinámica entre naturaleza y progreso. Une el legado que hemos construido, con el futuro que queremos acelerar”, destacó Martín Genesio, Presidente de AES Argentina.
AES Argentina, empresa con más de 27 años de presencia en el país, definió una estrategia local que la llevó a convertirse en líder local en el mercado renovable, con un 34% de la participación de mercado; excluyendo a las empresas de autogeneración. Este objetivo se logró tras la inauguración, en 2020, de dos parques eólicos: Parque Eólico Vientos Bonaerenses y Parque Eólico Vientos Neuquinos, cada uno de 100 MW.
Julián Nebreda, presidente de AES Sudamérica, comentó que “en AES estamos comprometidos en acelerar un futuro de la energía libre de emisiones para atender los impactos del cambio climático, mayor desafío que tiene nuestra generación.”
Nebreda además invitó a ver este cambio “no sólo como un reflejo de lo que somos, lo que fuimos y lo que queremos ser, sino también como una invitación para todos, a acompañarnos en el proceso de acelerar el futuro de la energía, juntos”.
Como uno de los desarrolladores de energías renovables más grandes a nivel mundial, AES incorpora al mercado de generación eléctrica entre 2 y 3 gigavatios (GW) de nuevas energías renovables anuales. Actualmente, la empresa tiene un portfolio de 6 GW en proyectos de energías limpias, incluidos los acuerdos firmados o que se encuentran en construcción.
AES Argentina está presente en el país desde 1993 y es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional. Para llevar adelante sus actividades, opera 10 plantas de generación ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan. La compañía es líder del mercado a término renovable, con el 34% del market share, excluyendo las firmas de autogeneración.
En 2020, la empresa inauguró dos parques eólicos de última generación que ya están entregando energía verde, limpia y eficiente al sistema. El primero, Vientos Bonaerenses (ubicado en Tres Picos, Bs. As.) y el segundo; Vientos Neuquinos, siendo este el primer, y por ahora único, parque eólico de la provincia de Neuquén.
Las centrales que opera en el país son: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos.
El aditivo AdBlue es un sistema de depuración de gasesque limita las emisiones contaminantes de los motores diésel para proteger el medio ambiente y la salud de los seres humanos. A raíz de su implementación en todos los vehículos pesados de manera obligatoria, la empresa Bertotto Boglione lanzará tanques aptos para el suministro de esta tecnología en estaciones de servicio.
El sistema AdBlue o como su nombre técnico lo indica, dispositivo de reducción catalítica selectiva, es un aditivo que se coloca en motores diésel para neutralizar los gases que son contaminantes para el medio ambiente, especialmente las partículas sólidas y losgases NOx (óxidos de nitrógeno).
A las partículas sólidas se encarga de eliminarlas el filtro antipartículas, pero los NOx no se pueden eliminar físicamente, por lo que es necesario una reacción química que los transforme para que no salgan a la atmósfera. Para que esa reacción se lleve a cabo es necesario un catalizador y un compuesto químico que reaccione y los transforme en gases inocuos. Esa tecnología es el AdBlue, una solución acuosa, inodora, incolora, que no es inflamable ni toxica, pero si corrosiva y que está compuesta por urea en un 32,5%.
Esta fórmula, de carácter obligatorio en el trasporte de carga pesada, estará presente en todas las estaciones de servicio del país, donde también se contará con los tanques de AdBlue. En este sentido, la empresa cordobesa Bertotto Boglione, líder en brindar soluciones para el almacenamiento, lanza al mercado módulos especiales con surtidores para que los clientes puedan disponer de este servicio cuando van a cargar combustible en cualquier estación del país.
Al respecto, Pablo Capuano, Gerente de la compañía explicó cuáles son las características de estos productos:
“Desde Bertotto Boglione ofrecemos dos modelos de tanques: por un lado, tenemos la opción de instalar el módulo y que éste se conecte a un surtidor que se encuentre en la misma isla de la estación de servicio, que es un surtidor especial para este producto, y por otro lado, ofrecemos el módulo que ya tiene integrado el sistema de despacho como si fuera un surtidor, donde lo pueden colocar y directamente despachar desde el módulo”, apunto y agregó: “Ofrecemos un producto de origen nacional que se fabrica en la provincia de Córdoba y contamos con todos los medios de financiación habituales: propios, bancarios, Ahora 12, etc. Es importante destacar también que cada módulo almacena 6 mil litros del componente Adblue, y se han diseñado especialmente para este producto, con todas las características para que se mantenga en las condiciones que requiere, por ejemplo de temperatura y que no tenga contacto con la luz”.
Por último, Capuano destacó que los módulos se fabrican en un sistema de plug and play donde se los entrega listos para funcionar, con todos los elementos y accesorios para la carga y el despacho del producto. La proporción de consumo de esta tecnología es de 7 litros de AdBlue a cada 100 litros de diésel.
El gobierno sorprendió este viernes al dejar trascender por intermedio de fuentes oficiales el desplazamiento del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y adelantar que las tarifas de Edesur y Edenor aumentarán 9% a partir de mayo. El ministro de Economía, Martín Guzmán, fue el gestor de la jugada al comunicarle el jueves al jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, que no puede trabajar junto a un subordinado que no solo no obedece sus directivas sino que las boicotea. Desde el cristinismo aseguraron que Basualdo sigue en su puesto, le pidieron que resista y atribuyeron las versiones de su salida a una operación de Guzmán. Sin embargo, la confirmación del despido también llegó desde altas fuentes de la Jefatura de Gabinete.
Una interna feroz
Basualdo depende formalmente de Guzmán, pero en los hechos reporta a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner y al jefe de bloque del Frente de Todos en Diputados, Máximo Kichner. Por lo tanto, su posible salida no es un movimiento más dentro de la estructura del Ministerio de Economía. Si el cristinismo no está dispuesto a ceder esa pieza, la movida de Guzmán puede terminar detonando un conflicto mucho mayor al interior de la alianza que podría derivar incluso en su propia salida del ministerio.
EconoJournal confirmó de fuentes oficiales que el secretario de Energía, Darío Martínez, le pidió este viernes a la tarde la renuncia a Basualdo, pero el funcionario se atrincheró en su oficina y aseguró que no se iba a ir sino se lo pedía el presidente Alberto Fernández. Fue entonces cuando desde Jefatura confirmaron que el pedido de Guzmán cuenta con el respaldo de Cafiero y, por lo tanto, del presidente, aunque aún no se informó oficialmente sobre el desplazamiento a través de un comunicado.
El ministro de Economía y su subsecretario vienen manteniendo un duro enfrentamiento desde hace meses por la manera en que debe avanzarse con el descongelamiento tarifario. Guzmán explicitó en varias ocasiones que, debido a la delicada situación fiscal, este año los subsidios energéticos deberán permanecer sin cambios con relación al Producto Interno Bruto, tal como está previsto en la ley de Presupuesto. Para lograr ese objetivo, el aumento debería acompañar a la inflación.
En una entrevista con EconoJournal publicada el 7 de abril, Basualdo desafió abiertamente al ministro al asegurar que “las tarifas de Edenor y Edesur pueden subir un 7%, un 9% o directamente pueden no aumentar”.
-¿Qué elementos técnicos se están midiendo para hablar de un porcentaje de aumento del 7 o el 9 por ciento? –le preguntó este portal.
-No tiene sentido que el gobierno discuta esto. Hay que aplicar las políticas en función de los principios sociales y económicos que representamos y más en un contexto de segunda ola y posibles restricciones tanto a la circulación como a la actividad económica. Ya está agotada esa discusión. No quiero hacer debate sino solamente dejar en claro cuál es la posición de la Secretaria de Energía y la Subsecretaria de Energía Eléctrica porque en esto hay un claro alineamiento de los entes reguladores. A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante. –respondió el funcionario.
EconoJournal pudo confirmar luego de la entrevista que ese mensaje de Basualdo enfureció a Guzmán. No solo porque desafía sus directivas sino porque prácticamente lo estaba mandando al psicólogo para que supere sus frustraciones y trate de seguir adelante.
Guzmán esperó algunas semanas y cuando vio que mayo estaba a punto de comenzar sin que el ente regulador, comandado a distancia por Basualdo, hubiera avanzado con la implementación de un aumento, se plantó puertas adentro del gobierno y dejó en claro que la situación así no puede seguir.
El ministro remarcó que Basualdo no sólo no avanzó con la implementación de ningún aumento sino que además tampoco viene haciendo nada a favor de la segmentación tarifaria que promueve el gobierno.
Mientras tanto, los subsidios eléctricos crecen como una bola de nieve que condicionan la política económica y le restan credibilidad a la gestión. Solo el sector eléctrico demanda unos 45.000 millones de pesos mensuales y la cobrabilidad de CAMMESA se viene derrumbando como un piano. Por lo tanto, nada hace prever que la situación pueda mejorar en el corto plazo si se sigue por el mismo camino.
Lo que señala Guzmán es que con el argumento de estar defendiendo “los principios económicos y sociales del gobierno”, lo que en verdad se hace al extender el congelamiento tarifario de modo indiscriminado es perjudicar a los sectores más vulnerables ya que, por ejemplo, se recorta el margen de respuesta fiscal del Estado para enfrentar las consecuencias sociales que genera la pandemia de la covid-19.
Además de las diferencias políticas, desde Economía buscaron dejar en claro que Basualdo demostró una incapacidad manifiesta para gestionar el sector. De hecho, la mesa de negociación con las eléctricas quedó interrumpida y varios temas de la gestión de la subsecretaría permanecen sin resolución.
¿Qué va a pasar con Bernal?
Las diferencias que planteó Guzmán no son solo con Basualdo sino también con el interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, quien, al igual que Basualdo, tomó distancia del ministro públicamente en reiteradas ocasiones.
La última vez fue a mediados de abril cuando Bernal declaró que las tarifas de gas iban a aumentar 6% o 7% para los hogares en mayo, pero advirtió que ese aumento solo contemplaba los componentes de transporte y distribución y no el precio del gas. Incluso dijo que si la secretaría de Energía decidía aumentar el precio del gas que paga el usuario final, entonces debería convocarse a una nueva audiencia pública para convalidarlo, lo cual fue interpretado en Economía como un intento de embarrar la cancha y frenar el ajuste que impulsa Guzmán.
El tema Bernal se conversó en la reunión con Cafiero y la expectativa de Guzmán es que su desplazamiento se produzca más adelante. Sin embargo, tanto Bernal como Basualdo reportan directamente a Cristina Fernández de Kirchner y diversas fuentes consultadas ven como algo difícil que Alberto Fernández quite los dos alfiles de la vicepresidenta del área energética.
Si bien el desplazamiento de Basualdo fue confirmado en off the record por fuentes de Jefatura de Gabinete, varias fuentes consultadas esperaban el anuncio oficial para darlo por hecho. En caso de que finalmente se confirme la salida del subsecretario, será clave el nombre del reemplazante de Basualdo para terminar de entender si la vicepresidenta pierde influencia en el área energética o si en realidad se busca mantener el equilibrio de poder actual, pero con nombres que muestren mayor capacidad de gestión.
YPF, la petrolera controlada por el Estado, finalmente puso en marcha en abril un proceso de desinversión en yacimientos maduros o áreas secundarias en distintas cuencas del país. El CEO de la empresa, Sergio Affronti, había adelantado la medida durante la presentación de resultados a fines del año pasado. Para YPF es una decisión que hace sentido con su visión estratégica: la petrolera apunta a alojar de manera más eficiente el capital —que es limitado por la situación general del país y particular de la empresa— en proyectos con una tasa de retorno más competitiva, como los que lidera la petrolera en Vaca Muerta.
YPF opera 98 bloques hidrocarburíferos en todo el país, de los cuales unos 60 producen menos de 200 metros cúbicos diarios (m3/día) de petróleo, según estadísticas del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) de febrero. El área de Proyectos Especiales, que dirige Fernando Giliberto, seleccionó algunos de esos de campos y conformó al menos cuatro clusters de áreas en distintas provincias del país.
Fuentes privadas explicaron a EconoJournal que YPF firmó acuerdos de confidencialidad con al menos cinco empresas interesadas en operar esos bloques. En la lista figuran petroleras independientes como President Energy, una pequeña petrolera británica que controla ocho áreas en la cuenca Neuquina y otras tres en la cuenca Noroeste; así como también algunas empresas de servicios que ya están a cargo de la operación y el mantenimiento de yacimientos petroleros están interesadas en dar un paso más y asumir la operación de esos bloques.
“Se contemplan distintas formas de asociación. Desde contratos tradicionales de farm-in y farm-out hasta esquemas de franquicia o asociaciones por producción incremental. El proceso recién está en una primera etapa”, explicó fuentes cercanas a la petrolera bajo control estatal.
Mejores costos
La cesión de áreas marginales o secundarias a empresas más chicas, que puedan reducir los costos de explotación y poner un mayor foco en el diseño de desarrollo de los campos, es una cuenta pendiente de YPF desde hace años. La compañía que preside Pablo González maneja costos de OPEX (operación y mantenimiento) y overhead (estructura) que, en muchos casos, encarecen tanto la explotación de esas áreas que la tornan en anti-económica.
La estructura de YPF es demasiado costosa para garantizar la rentabilidad en la operación de campos maduros.
En la Argentina son pocas las petroleras independientes están tienen ese plan de negocios. En Entre 2004 y 2011 llegaron varias compañías norteamericanas —fundamentalmente canadienses— que lograron generar valor con ese tipo de apuestas. Petroandina Resources, por caso, adquirió un campo secundario de YPF en Mendoza —el área CNQ7—, que en 2004 producía menos de 100 m3/día, y la llevó a producir más de 4000 m3/día en apenas cuatro años.
Lamentablemente, tras la resolución 394/2007 del Ministerio de Economía, impulsada por el ex secretario de Comercio Guillermo Moreno, que topeó el precio interno del crudo en 42 dólares cuando a nivel internacional superaba los 80 dólares, la mayoría de las petroleras independientes vendió sus activos y dejó la Argentina. Aún así, hay ejemplos de que la fórmula puede ser redituable para el país. La empresa local Capsa, por caso, se metió en silencio en el top five de mayores productores de crudo con una oferta de unos 3000 m3/día en Chubut y Neuquén.
Data room
El proceso que diseñó ahora YPF apunta a contribuir al desarrollo de operadoras que tienen ese tipo de expertise. La compañía confeccionó una especie de data room con los datos más relevantes de cada cluster. “Por lo general, las áreas secundarias de YPF están subexplotadas porque no hacen fix con una empresa de su tamaño. Muchas, además, están sobredimensionadas en estructura. Hay que tener mayor creatividad y más disciplina en los costos para poder ser exitoso”, explicó un empresario que está en conversaciones con YPF, que pidió la confidencialidad.
Las próximas semanas serán claves para saber el proceso de venta de activos de YPF se robustece. No es la primera vez que la compañía encara una iniciativa de este tipo. En ocasiones anteriores, la desinversión en áreas marginales —una medida consensuada por la mayor parte de la industria, incluso por gobernaciones provinciales— terminó frustrándose porque no recibió el visto bueno de la política a nivel nacional y también por cierta resistencia interna del área de Upstream de la petrolera, que siempre es renuente a ceder la operación de activos.
Esta vez, existen incentivos diferentes: YPF necesita concentrar sus esfuerzos en proyectos más rentables. Su caja no permite seguir cubriendo operaciones en campos convencionales que no aportan valor para una estructura tan grande como la de la compañía. Con escasas chances de conseguir financiamiento internacional, la asociación con empresas más chicas en las que pueda delegar el desarrollo de áreas secundarias es motivo de consulta recurrente por inversores internacionales, que desde hace tiempo reclaman que la petrolera se concentre en los activos más rentables de su porfolio.
Entre las nuevas autoridades que acompañan esta gestión se destacan: Martina Azcurra de YPF SA, Rodolfo Pérez Wertheim de Meranol SA, y Andrés Monroy de BASF Argentina SA.; en los cargos de vicepresidentes 1º, 2º y 3º respectivamente. Por su parte, como Director Ejecutivo de la CIQyP® continuará Jorge de Zavaleta.
Actualmente Ordoñez es presidente de Dow Argentina y la Región Sur de América Latina, rol que asumió en abril de 2018, cuando se cumplían 29 años desde su ingreso a la compañía, en 1989. A lo largo de su carrera, ocupó diferentes posiciones en distintas áreas y geografías, como Houston (EEUU) y San Pablo (Brasil).
Durante la presentación virtual frente a las distintas autoridades y socios de la Cámara, Ordoñez, presidente de la CIQyP®, agradeció la confianza de los socios para ejercer el cargo por un nuevo período, tanto como los aportes de los miembros de la comisión directiva saliente y dio la bienvenida a los que se incorporan en esta nueva etapa.
A continuación, Ordoñez enumeró algunos de los objetivos para esta nueva etapa, entre los que destacó que la organización seguirá “trabajando con el Gobierno nacional para tener una industria pujante y competitiva que suministre productos al mercado local y con una fuerte vocación exportadora”. Asimismo, señaló como desafío principal “retomar la actividad industrial de forma gradual, conforme lo permita la evolución de la pandemia Covid-19”.
En otro orden, Ordoñez precisó que en este nuevo período la CIQyP® se propondrá “avanzar sobre la agenda de diversidad e inclusión: “Este año debemos imprimir mayor velocidad a la implementación de acciones que permitan hacer un cambio significativo en estas dimensiones”, afirmó.
En Argentina, la industria química y petroquímica constituyen un sector clave para el desarrollo de la economía, donde emplea más de 110.000 personas en toda su cadena de valor, de los cuales más del 50% trabajan en pymes. Por cada empleo directo se conciben 8 empleos indirectos. Dentro de la cadena de valor de la industria más del 96% de los productos manufacturados tienen contacto directo con la industria química. En la actualidad se generan más de US$ 25.000 millones en valor de producción y contribuye con algo más del 17% de las exportaciones industriales
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica continuará acompañando a sus socios y a todos los sectores de la economía del país para promover un desarrollo y crecimiento sustentable por medio de las diversas iniciativas de la CIQyP® y de sus empresas socias.
A continuación, el listado completo de las nuevas autoridades de la Cámara:
CIQyP® – COMISIÓN DIRECTIVA 2021 – 2022CargoNombre y ApellidoEmpresaPresidenteDiego OrdoñezDow (PBB Polisur SRL)Vicepresidente 1ºMartina AzcurraYPF SAVicepresidente 2°Rodolfo Pérez WertheimMeranol SAVicepresidente 3ªAndrés MonroyBASF Argentina SASecretarioCarlos RegueraFaisan SAProsecretario 1ºFederico VellerProfertil SAProsecretario 2ºGonzalo Carlos RamónAir Liquide Argentina SATesoreroEnrique FlaibanPetroquímica Cuyo SAICProtesorero 1ºJosé LarpinPampa Energía SAProtesorero 2ºRoberto FernándezPetroquímica Rio IIIVocal TitularMario MariuzziAkzoVocal TitularEmilio LarrañagaDak Americas Argentina SAVocal TitularEdgardo SuideCrilen SAVocal TitularFabian RivasCabot Argentina SAVocal TitularJuan TrescaDuPont Argentina SRLVocal TitularFederico SchroerHenkel ArgentinaVocal TitularHernan BuffaUnipar-Indupa SAICVocal TitularMarcos SalgueiroEvonik ArgentinaVocal TitularHoracio SilvaAtanorVocal TitularFederico BergalloBayer ArgentinaVocal TitularFernando LamelaStyropek SAVocal TitularNéstor BordigoniPraxair SAVocal TitularSegundo PalazónBunge Argentina SAVocal SuplenteGuillermo RojicAgrofina SAVocal SuplenteMartin BalcarceValentín Balcarce SACIFEIVocal SuplenteAlberto FreijoLestar Química SAVocal SuplenteGerman SueiroLanxess SAVocal SuplenteRicardo RabiniPoliresinas San Luis SAVocal SuplenteMiguel SeguraPerformance SpeciallityVocal SuplenteSebastian AlvarezTransclor SAVocal SuplentePablo GranattaVarteco Qca. Puntana SA San LuisVocal TitularFederico InoccentiPetroquímica Argentina SAVocal TitularAriel VinagreDiranza San Luis SAVocal SuplenteAlejandro ZampaglioniClariant Argentina
La compañía IEASA (ex Enarsa) concretó ayer a última hora la compra de 10 cargamentos de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para la terminal de Escobar con el objetivo de cubrir el pico de la demanda de invierno en el país. Lo hizo abonando precios más caros que los previstos. Se suman a los 24 cargamentos de LNG que arribaron el mes pasado.
La empresa estatal adjudicó ayer los 10 cargamentos a precios que se acercaron a los 9 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU). A ese valor hay que sumarle entre 0,80 y 1,30 US$/MMBTU en concepto de regasificación. Con lo cual, el precio final del LNG regasificado que se inyecta en el sistema terminará costando cerca de 10 dólares por MMBTU. Es el precio más alto de las adjudicaciones de LNG en cuatro años.
Los cargamentos llegarán al país entre el 10 de junio y el 22 de agosto. Vitol y BP, entre los ganadores de la licitación. El precio de los 24 cargamentos de la licitación anterior se ubicó entre los 7 y 7,50 dólares por millón de BTU.
Más frío en Europa
Según fuentes consultadas por Econojournal, el precio más caro de esta licitación de LNG se debe a la fuerte suba del TTF (Title Transfer Facility, que es el precio del gas en el mercado spot de Holanda) y el incremento de los últimos días del barril de petróleo Brent, que son dos indicadores que determinan el valor del gas en Europa.
«También incidió el mayor consumo(en el viejo continente), que por las bajas temperaturas está demandando más LNG de lo que suele tomar en esta época del año», explicó una fuente del mercado de trading de combustibles. Al cierre de esta licitación el precio del LNG seguía subiendo, agregó.
Proyecto Joven es parte del programa de acompañamiento a los becarios universitarios de la Fundación Pampa que finalizan sus estudios superiores.
Los proyectos seleccionados fueron evaluados por una amplia representación de expertos de universidades de todo el país y por organizaciones destacadas en innovación, emprendedorismo y desarrollo sostenible. De un total de 19 proyectos, los 4 destacados fueron:
Ricardo Torres, socio de Pampa Energía entrega el premio ganador de Salta
San Rafael Verde (Mendoza): un proyecto enfocado en cuidado ambiental y economía circular.Datalogger Analizador Trifásico (Bahía Blanca, Buenos Aires): una solución para medir la eficiencia energética.Interpress App (Neuquén): un prototipo móvil que mejora la vida de personas con hipoacusia.Plataforma Conectar Conocimiento (Salta): una plataforma diseñada por estudiantes para acompañar la trayectoria de estudiantes universitarios.
El espíritu de Proyecto Joven es acompañar a los becarios que están cursando el último tramo de sus carreras de grado con una propuesta innovadora que les permita consolidar el acompañamiento y las capacidades que les brindó el programa de becas durante al menos tres años.
El programa acercó capacitación, acompañamiento y mentoría, y desarrollo de habilidades sociales y emocionales, a través de una metodología de convocatoria que impulsó la formulación de ideas innovadoras, la investigación y el desarrollo de proyectos. Proyecto Joven se destacó en brindar formación con eje en innovación, liderazgo colaborativo, modelo de negocios, pitch y comunicación de proyectos.
Nicolás Trotta, ministro de Educación de la Nación y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía y Fundación Pampa, participaron del acto de premiación
Los 42 becarios que iniciaron Proyecto Joven en junio 2020 sumaron a sus equipos a 41 estudiantes y docentes. De los 19 proyectos presentados, 4 recibirán un capital semilla y acompañamiento durante 2021 que les permitirá avanzar en el desarrollo y la concreción de las ideas, en Buenos Aires, Gran Buenos Aires, Bahía Blanca, y en las provincias de Mendoza, Neuquén y Salta.
Participaron del proceso tutores y mentores externos e internos de Pampa Energía, capacitadores, y referentes de organizaciones líderes en los temas vinculados al proyecto como Mayma, Socialab y Kolibri.
La Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina (ADIGAS) renovó, en asamblea ordinaria, el Consejo de Administración para el período 2021-2023.
De acuerdo con el estatuto de la asociación, el Consejo de Administración está integrado por presidentes y/o gerentes generales de sus asociadas y ha quedado constituido de la siguiente manera:
Presidente: Rubén Vázquez (Ecogas)
Vicepresidente 1º: Dante Dell´Elce (Litoral Gas)
Vicepresidente 2º: Carlos Castro (Gasnea)
Secretario: Gerardo Gómez (Gasnor)
Tesorero: Alberto González Santos (Naturgy)
Vocales: María Carmen Tettamanti (Camuzzi)
Alejandro Fernández (Metrogas)
Jaime Barba (Camuzzi)
Síndico titular: Natalia Rivero (Ecogas)
Síndico suplente: Jorge Teich (Naturgy)
Rubén Vázquez, nuevo presidente de ADIGAS, es egresado de la Universidad Tecnológica Nacional y tras más de 25 años de experiencia en puestos de alta dirección en generadoras y distribuidoras de energía eléctrica, tanto en el país como en el exterior, asumió la gerencia General de ECOGAS en abril de 2020.
La Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina fue creada en el año 1994 para promover el desarrollo de la industria del gas natural por redes en el país. La integran las distribuidoras Camuzzi, Ecogas, Gasnea, Gasnor, Litoral Gas, Metrogas y Naturgy.
En conjunto, prestan servicios a 8,9 millones de usuarios en todas las provincias argentinas y en el año 2020, han distribuido un volumen anual de 29.281 millones de metros cúbicos de gas, a través una sofisticada infraestructura formada por una red de 160.000 km de gasoductos, ramales y redes.
Por el congelamiento desde febrero de 2019, las tarifas que perciben Edenor y Edesur, las dos mayores distirbuidoras del país y las únicas que permanecen bajo la órbita de control del gobierno nacional, solo cubren una parte de sus costos de operación. Esa situación estructural no va a cambiar si finalmente la Casa Rosada autoriza una suba en torno al 7 por ciento en la factura que pagan los hogares, como indicó a principios de abril el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.
Por ese motivo, el eje central de la negociación que el gobierno mantiene con ambas distribuidoras pasa fundamentalmente por el esquema de subsidios que solventará el Estado para garantizar la prestación del servicio. Según confirmó EconoJournal a partir de fuentes gubernamentales y privadas, esa negociación se estancó en las últimas semanas, entre otras cosas, por la negativa del subsecretario de Energía Eléctrica a que el Estado se haga cargo de una serie de vencimientos de Obligaciones Negociables que Edenor debe afrontar entre 2021 y 2022.
A diferencia del Enargas, que requirió a las distirbuidoras de gas que suspendan (pero no renuncien) a sus reclamos, Basualdo les pidió a Edenor y Edesur que renuncien a su reclamo por el incumplimiento de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que firmaron durante el gobierno de Mauricio Macri. A cambio, las empresas reclaman una compensación del Estado por los ingresos que dejaron de percibir por la decisión del Poder Ejecutivo de congelar las tarifas.
Letra chica
En el caso de Edenor, la compañía de Pampa Energía —que está en proceso de venta al grupo Manzano-Vila-Filiberti— sostiene que tomó esa deuda en el mercado local para financiar su plan de inversiones y garantizar las obras de expansión previstas en la RTI. Fuentes cercanas a la empresa argumentan que debido al congelamiento tarifario no tiene fondos en su caja para afrontar el pago de los vencimientos de esa deuda, que suman unos 100 millones de dólares entre 2021 y 2022.
Basualdo respondió que el gobierno se hará cargo de los costos destinados a garantizar la operación del servicio, pero afirma que el dinero que ingresó por la emisión de deuda no fue destinado a inversión, mantenimiento ni operación del servicio. Por lo tanto, respondió que el pago de esa deuda debe ser afrontado por los accionistas de Edenor.
Negativa
En Edenor aseguran que el pago de esa deuda debe surgir del flujo de fondos que genere la compañía. El racional que transmiten los privados es que no se puede pedir a los accionistas que asuman ese costo financiero —que se utilizó para apalancar el plan de inversiones— cuando las tarifas permanecen congeladas hace dos años y desde el gobierno se plantea que 2021 y 2022 serán dos años con un esquema de transición que no arrojará ganancias. Es decir, serían cuatro años seguidos sin percibir ningún tipo de beneficio por operar el servicio.
Como en este punto no hay acuerdo, la negociación, que también incluye reclamos cruzados por las deudas que las compañías tienen por multas y con CAMMESA, se empantanó. Los privados no firmarán un acta acuerdo renunciando a los reclamos por el incumplimiento de la RTI. Frente a ese escenario, Basualdo deberá resolver qué pasará con las tarifas eléctricas del AMBA sin el consentimiento de las compañías. La ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense es una de las pocas regiones del país que no registró aumento en las tarifas residenciales en lo que va de 2021.
La firma Jemse, que es la empresa de energía y minería de la provincia de Jujuy, anunció la firma del pre contrato con las compañías Power China y Shanghai Eléctric para la ampliación de 200 MW del Parque Solar Cauchari. Esta potencia se sumará a los 300 MW ya instalados para alcanzar un total de 500 MW, que lo ubica como uno de los más grandes de Sudamérica.
El proyecto está situado en la región de La Puna, puntualmente en la localidad de Cauchari del departamento de Súsques, a unos 278 kilómetros al oeste de la ciudad de San Salvador de Jujuy. El parque solar inyecta la energía producida al SADI a través de la Estación Transformadora (ET) de Cobos, que se encuentra a unos 200 km, mediante una línea de 345 KV ya existente.
Cauchari está a 4.000 metros sobre el nivel del mar y abarca una superficie de 800 hectáreas. A través de la Ronda 1 del programa Renovar, Jemse tiene un contrato PPA con Cammesa por 60 US$/MWh con una producción anual estimada de 840.000 MWh/año y una vida útil de más de 25 años. Según un comunicado de la empresa provincial, cuanto con un componente nacional comprometido del 22,7% del total de componentes electromecánicos.
El desarrollo de Cauchari ha volcado más de US$ 500 millones al mercado interno y generó más de 1500 empleos directos. El 65% de la mano de obra pertenece a las comunidades originarias, indicó Jemse.
Jujuy constituye uno de los lugares con más radiación del planeta y este proyecto le permite a la provincia «posicionarse en el mercado internacional de las energías renovables». «El compromiso es el de fortalecer a la empresa como herramienta para promover el desarrollo económico productivo de la provincia con participación integrada», añade el comunicado.
«Cabe destacar que la producción de energía es más económica y limpia evitando la emisión de 975.000 toneladas de carbono por año colaborando con la preservación del medio ambiente», concluye Jemse.
Pese a que finalmente ayer se levantaron todos los cortes que frenaron por 22 días la actividad petrolera en Neuquén, las esquirlas de esa crisis se observan con nitidez en el escenario. Algunas de las principales compañías de servicios como Nabors, Schlumberger y Wheatherford, afectadas a las actividades de perforación y terminación de pozos que se mantuvieron frenadas, notificaron que por el parate rescindirán los contratos comerciales con proveedores PyMEs de la región.
Luego de que los trabajadores autoconvocados de salud levantaran la mayoría de los cortes de ruta en distintas localidades de la provincia, compañías del llamado “segundo anillo” que brindan servicios especiales a las operadoras argumentaron “fuerza mayor” y anunciaron a pymes neuquinas que se atrasarán en los pagos por el freno de la actividad en Vaca Muerta.
Así lo aseguró la Federación de Cámaras de Empresas del Sector Energético de Neuquén (FECENE) mediante un comunicado, que directamente denuncia que «la situación de las empresas regionales se encuentra en colapso». Estimaron pérdidas de al menos 10 millones de dólares por el bloqueo y la consecuente caída de la facturación. Además, advirtieron que no podrán cumplir con el pago de los sueldos de abril de unos 16.000 trabajadores.
Las autoridades de FECENE solicitaron la instrumentación de un programa que contemple el financiamiento a tasa cero para evitar la crisis del sistema, una prórroga de todas las obligaciones tributarias, (nacionales, provinciales y municipales) por plazos adecuados a la posibilidad de pago, encuadrar el incumplimiento existente en casos de fuerza mayor, sancionar un régimen de moratoria para las obligaciones previsionales de las empresas afectadas y aportes a fondo perdido para afrontar las obligaciones salariales del mes de abril.
Colapsado
El Secretario de la Federación, Edgardo Phielipp explicó a EconoJournal que “ante la decisión de algunas prestadoras de servicios multinacionales que declararon la rescisión de contratos tanto presentes como en forma retroactiva, no estamos dispuestos a aceptar esta medida ilegal. Retroactivamente no se puede hacer nada ya que si tengo prestado el servicio, ¿cómo no me lo van a pagar?», y agregó: “este escenario se produce como consecuencia de la posición dominante de algunas empresas y la mala decisión de algunas pymes que, frente a la imposibilidad de conseguir nuevos trabajos, aceptan cosas que no se deben aceptar”.
Otro problema con el que deberán lidiar las pequeñas y medianas empresas de la provincia está ligado a la imposibilidad de facturación. “No hay trabajos o bienes que facturar porque no se trabajó”, sostiene Edgardo Phielipp. “Entonces las pymes se encuentran con rescisión de contratos, con problemas financieros de corte de la cadena de pagos y todo esto sin terminar de salir de la crisis de un año y medio de pandemia”.
Para los 16.000 trabajadores que la Federación cuenta en sus empresas asociadas, el contexto actual constituye un combo de colapso. “Solicitamos el apoyo de la nación, la provincia y el municipio”, manifestaron las cámaras empresarias que integran FECENE. Respecto del proyecto que el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, envió a la Legislatura solicitando un aval para emitir deuda por 16 mil millones de pesos para el sector de empleados públicos, las pymes reclaman que se amplíe el préstamo y se brinde apoyo para evitar la destrucción de la trama empresaria local y la caída del empleo.
“Necesitamos el apoyo del Estado porque Neuquén es la provincia que ha dado, en los últimos 30 años, prácticamente la mitad del abastecimiento de energía del país y resulta absolutamente legítimo que se contemple su situación”, argumentó Phielipp y concluyó: “Probablemente ocurra que los desempleados superen en número a los autoconvocados. Entonces no podemos aceptar esta forma de reclamo que afectó severamente al conjunto de los ciudadanos porque sencillamente estaríamos aceptando lo que se dice que se protege que es la calidad de vida de todos los trabajadores”.
El CEO y fundador de la petrolera Vista Oíl & Gas, Miguel Galuccio, presentó los resultados del primer trimestre del año. La compañía registró un salto significativo del 56% en su producción de petróleo con respecto al primer trimestre del año pasado.
Además, logró su producción total más alta en un trimestre, al alcanzar los 34.067 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), un 29% más con respecto al mismo periodo del 2020. Ambos incrementos se deben al mejor desempeño alcanzado en Vaca Muerta, en el área Bajada del Palo Oeste.
El lifting cost, es decir el dinero que hace falta para poner el petróleo y el gas en superficie, fue de 7,5$/boe, un 24% menos al registrado en el primer trimestre del 2020, y un 6% menos respecto al trimestre anterior. Desde la puesta en producción de sus primeros pozos la compañía ha reducido un 45% los costos de perforación y completación.
Por su parte, el indicador de rentabilidad EBITDA ajustado fue de 58,3 millones de dólares, y representó un aumento del 62% en comparación con el trimestre anterior y un aumento del 131% en comparación con el primer trimestre de 2020.
Los ingresos totalizaron US$ 115,9 millones, un aumento del 46% con respecto al cuarto trimestre del 2020, y un 58% por encima de lo generado en el primer trimestre del año pasado. Al cierre del periodo, la utilidad neta fue de US$ 4,9 millones.
Según el informe, Vista invirtió US$ 78,1 millones, un 9% más respecto del primer trimestre del 2020, obtuvo un flujo de caja operativo positivo de US$ 36,6 millones y exportó el 46% de sus volúmenes de petróleo.
El aumento de las tarifas de gas y electricidad en la región metropolitana de Buenos Aires se convirtió en un problema para el gobierno. Puertas adentro, la disputa interna dejó heridos evidentes. Y en el plano político, la administración de Alberto Fernández paga un costo por no haber podido zanjar el tema para un lado o para otro en más de tres meses de discusión pública. Con márgenes cada vez más apretados, Federico Bernal, interventor del Enargas, y Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, mantienen viva la agenda tarifaria. Sin embargo, el riesgo de quedar fuera de tiempo, frente a una segunda ola que obligó al gobierno a aplicar restricciones que no estaban proyectadas a principios de año, es cada vez más nítido.
¿En qué instancia está la discusión por las tarifas de gas?
El Enargas confeccionó el borrador del acta acuerdo que pretende firmar con las empresas distribuidoras —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras— antes de habilitar los cuadros tarifarios de transición, que llegarán con una suba promedio para los hogares del 7% en la factura final. El aumento para las industrias y grandes usuarios será bastante más alto. Los privados propusieron algunas modificaciones al texto que envió Bernal, que hace 10 días giró el documento definitivo a la Procuración del Tesoro, que dirige Carlos Zannini, para conseguir el aval final de los abogados del Ejecutivo.
¿Qué es lo más importante que dice el acta acuerdo? Que los privados se comprometen a suspender (y no a renunciar) los reclamos administrativos y en la Justicia por la no aplicación de la RTI 2017-2021 (que está interrumpida desde 2019 por el congelamiento de tarifas) hasta tanto el ente regulador del gas no realice una nueva revisión tarifaria integral. En este punto, el criterio aplicado por el Enargas difiere con el Basualdo en el área de energía eléctrica. El subsecretario quiere que Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras del país y las únicas que dependen de Nación, directamente renuncien a su reclamo por el incumplimiento de la RTI aprobada durante la gestión de Cambiemos. Frente a la falta de acuerdo, lo concreto es que la negociación con las empresas eléctricas está estancada. Y si aplica la foto de hoy, Basualdo deberá tomar una decisión sin acuerdo con los privados.
Tarifas de gas
En el caso del gas, la negociación avanzó técnicamente. Si la Procuración da el visto bueno al acta acuerdo que envió Bernal, sólo restará el aval final del Ministerio de Economía, que tiene que ratificar lo actuado por el ente regulador. Fuentes gubernamentales indicaron que colaboradores de Martín Guzmán ya tienen en su poder el expediente elaborado por el Enargas. Desde el Ministerio, no obstante, evitaron confirmar esa información.
Lo cierto es que para que el Enargas pueda pasar el acta acuerdo a la firma de las empresas distribuidoras, Guzmán deberá rubricar el expediente. Habrá que ver si el ministro, que en reiteradas ocasiones declaró públicamente que buscaba un aumento mayor de las tarifas, acepta la propuesta de Bernal, lo más probable a esta altura, o si, en cambio, vuelve a insistir con aplicar un aumento más elevado, como era su idea original.
«Un aumento de tarifas del 7% no te cambia el escenario en materia de subsidios, pero sí permite evitar el resquebrajamiento total de la cadena de pagos del sector. Si las distribuidoras no reciben una mejora de sus ingresos en mayo o junio, dejarán de pagar el gas que le compran a los productores«, analizó un consultor que sigue de cerca la cuestión. «Te diría que la discusión técnica por tarifas ya es secundaria. El tema es qué quiere hacer el gobierno con la cadena de pagos del sector. Las distribuidoras tienen ingresos congelados desde hace dos años. Si no se incrementan el VAD, dejarán de pagarle en breve a las petroleras. Y eso va a terminar frenando aún más el nivel de inversión«, agregó.
En tiempo de descuento
En definitiva, si la dependencia que lidera Zannini y el Ministerio de Economía validan lo actuado por Bernal, el expediente volverá al Enargas para que las distribuidoras firmen el acta acuerdo, que es condición sine qua non para que las empresas empiecen a cobrar los nuevos cuadros tarifarios de transición. En el mejor de los escenarios, ese proceso demandará 15 o 30 días más. Con lo cual, bajo ningún concepto los nuevos cuadros podrán estar vigentes el 1º de mayo, como había adelantado el interventor del Enargas a El Cronista.
En esa oportunidad, el funcionario había asegurado que la suba de la factura final del gas sería del 7% para los hogares y del 4% para grandes usuarios y PyMEs. En rigor, la suba para las industrias será mucho más elevada. El 4% de aumento al que se refirió el interventor está calculado en base a un precio del gas de 3 dólares por millón de BTU. Como el precio del gas que pagan las industrias en abril es, en realidad, mucho más barato (en algunos casos ronda la mitad de ese valor), la suba de la factura a partir de mayo para los grandes usuarios superará en algunos casos el 130%. En el caso de las industrias, el aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) superará el 50%, prácticamente el doble que el que regirá para los hogares.
La Comisión Europea formalizó un primer listado de criterios técnicos para evaluar la sostenibilidad ambiental de ciertas actividades económicas en la Unión Europea. En el capítulo de energía se establecieron criterios para distintas fuentes de generación eléctrica pero no para el gas natural. La comisión definió tratar a esa fuente por separado debido a la falta de consenso político.
El Reglamento para una Taxonomía aprobado en 2020 encargó a la comisión el establecimiento de criterios técnicos de selección a través de actos delegados. El acto delegado sobre el Clima adoptado la semana pasada es el primer acto con acuerdo político. Los criterios aprobados servirán para determinar si una actividad económica es “ambientalmente sostenible”. Es decir, si esa actividad cumple con al menos uno de los seis objetivos ambientales (y que no representa un “daño significativo” para los que no cumple) definidos por el reglamento.
Con el presente acto delegado la Comisión Europea avanza en algunos sectores y establece un horizonte para su implementación:
Establece los criterios para evaluar si una actividad económica en determinado sector contribuye de forma sustancial con dos de los seis objetivos ambientales: la mitigación del cambio climático y la adaptación al cambio climático.Entre los sectores alcanzados figuran los siguientes: silvicultura; actividades de protección y restauración ambiental; manufactura; energía; servicios de agua; transporte, construcción y real estate; información y comunicaciones; actividades profesionales, científicas y técnicas. La taxonomía queda abierta a la inclusión de nuevos sectores y actividades en el futuro.En generación eléctrica, la actividad de un generador eléctrico será considerada sostenible si su ciclo de emisiones se mantiene por debajo de un límite de 100 gramos de CO2 por kWh. También se estableció un límite de 270g de CO2/kWh, por encima del cual se considera que la actividad de un generador hace un daño significativo.El Parlamento y el Consejo europeos generalmente disponen de 2 meses para formular objeciones. Si no lo hacen, los actos delegados pueden entrar en vigor. Según lo dispuesto en el acto delegado los criterios entrarán en funcionamiento el primero de enero de 2022 y deberán ser aplicables en todos los Estados miembros de la Unión Europea.
Impacto económico
“Los nuevos criterios de taxonomía de la Unión Europea definirán las actividades que mejor contribuyan a luchar contra el cambio climático y a orientar las inversiones masivas necesarias. Otras medidas garantizarán que las empresas proporcionen información fiable sobre sostenibilidad. La U.E. lidera el camino en materia de finanzas sostenibles”, dijo la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen.
La Unión Europea se comprometió a un recorte del 55% en las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a los niveles de 1990 para 2030.
La taxonomía impactará en las decisiones de inversión de los sectores público y privado. Las empresas que lleven adelante actividades económicas etiquetadas como sostenibles podrán ser elegibles para recibir financiamiento verde, tanto público como privado. «Las nuevas reglas significan un cambio de juego en las finanzas», dijo Mairead McGuinness, comisaria de Servicios Financieros de la U.E.
También fueron incluidas provisiones que afectarán la dinámica de la relación entre el sector financiero y sus clientes. “Para garantizar la transición en las finanzas y prevenir el greenwashing, todos los elementos del paquete actual mejorarán la confiabilidad y comparabilidad de la información sobre sostenibilidad. Esto colocará al sector financiero europeo en el centro de una recuperación económica y desarrollo económico sostenibles en Europa”, explicó la Comisión Europea en un comunicado.
La Unión Europea se comprometió a un recorte del 55% en las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a los niveles de 1990 para 2030 y llegar a la neutralidad de carbono en 2050. En el marco del Plan para la Recuperación de Europa se gastará 1.8 billones de euros en los próximos años. Al menos 672.000 millones serán subsidios y préstamos para financiar los planes nacionales de recuperación y resiliencia, que deberán reservar como mínimo el 37% del dinero para inversiones climáticas, por ejemplo en energías renovables.
Tratamiento diferencial para el gas natural y la energía nuclear
Como se venía anticipando, la Comisión Europea decidió no incluir en este acto delegado al gas natural y la energía nuclear por temor a un veto o bloqueo. Para evitar ese escenario y hacer avanzar el resto de la taxonomía se decidió que el gas natural y la energía nuclear sean evaluados y eventualmente incluidos en otro acto delegado en la segunda mitad de año.
La discusión por el gas natural escaló en los últimos meses luego de conocerse en noviembre que se mantendrían los límites de 100 y de 270 gramos de CO2/kWh. Las emisiones de las usinas a gas superan los 300g de CO2/kWh, por lo que el gas natural ni siquiera podría ser considerado como combustible de transición.
El gas natural forma parte de las estrategias de varios países europeos para reducir sus emisiones de carbono en la generación de electricidad. Existen casos como el de Polonia, en donde el 70% de la generación es con carbón. Su estrategia para reemplazarlo por gas natural (un combustible fósil bastante menos contaminante) sería más difícil de implementar si se desincentiva la instalación de usinas a gas. Incluso Bélgica estudia reemplazar sus centrales nucleares con potencia a gas.
Los gobiernos de Polonia y demás países en el este y el sur de Europa comunicaron a sus pares que rechazan esos límites porque excluyen al gas natural como combustible de transición. En la vereda de enfrente países como España, Dinamarca, Irlanda, Austria y Luxemburgo advirtieron públicamente a la Comisión Europea que incrementar los límites establecidos dañaría severamente los objetivos perseguidos con la taxonomía. Frente a las discrepancias y las amenazas de bloqueo e incluso de veto la comisión decidió tratar el tema por separado.
El problema es cómo incluir al gas natural sin alterar los límites establecidos. La comisión habría barajado la opción de clasificar como inversiones verdes a las usinas a gas cogeneradoras de electricidad y calefacción, si es que logran cumplir con estrictos objetivos de emisiones para 2025, según un borrador filtrado en marzo. La incertidumbre es tal que BDEW, la principal asociación de la industria de la electricidad en Alemania, dijo que la decisión de posponer la clasificación del gas «pone en riesgo importantes inversiones en transición energética».
Por el lado de la energía nuclear el reporte del centro que asesora científicamente a la Comisión Europea determinó que su uso no supone un daño significativo para el ambiente y los humanos. El reporte esta siendo revisado por el grupo de expertos del artículo 31 de Euratom y el Comité Científico de Riesgos Sanitarios, Medioambientales y Emergentes para completar la evaluación científica, que debería estar lista para junio.
El próximo 26 y 27 de mayo, el medio especializado en minería y organizador de eventos, Panorama Minero, realizará en formato en línea el Simposio y Micro Expo: Minería e Infraestructura 2021. Participan empresas mineras y energéticas con actividad en el país y la región, organismos transnacionales, áreas de gobierno y compañías proveedoras de bienes y servicios. La inscripción es libre y gratuita y ya se encuentra disponible en la web oficial del evento: www.expoar-infraestructura.com.ar
El evento pondrá énfasis en las oportunidades de negocios existentes en la región a partir de la activación de dos grandes industrias, la minería y el sector de energías, como así también en el análisis de las perspectivas presentes y futuras de ambos mercados. Serán partícipes, además, delegaciones de Chile, Perú, Australia, Reino Unido, Alemania y Brasil.
En lo que será una experiencia interactiva y virtual propicia para la generación de negocios, el Simposio y Micro Expo: Minería e Infraestructura 2021 contará con dos jornadas de actividades y conferencias de interés para estos dos grandes sectores productivos, dentro de una plataforma especializada que incluirá una muestra de stands virtuales y disertaciones de especialistas con traducción simultánea y la posibilidad de iniciar conversaciones personalizadas en línea con todos los asistentes.
Como una de las empresas de tecnología energética líderes en el mundo, Siemens Energy anunció la aprobación de sus objetivos de reducción de emisiones por parte de Science Based Targets (SBTi). Esta reconocida iniciativa ha verificado, sobre una base científica, que los objetivos de reducción de CO2 de Siemens Energy cumplen con el Acuerdo de París y, por lo tanto, contribuyen a limitar el calentamiento global según lo estipulado en el acuerdo.
Un elemento clave del programa de sostenibilidad de Siemens Energy es su objetivo de lograr una huella de carbono neutra en 2030 (alcance 1 y 2). La compañía tiene como objetivo lograr esto mediante la transición de su propio consumo de electricidad a energía ciento por ciento verde en 2023, y una inversión en sus propias operaciones.
Además, para 2030, las emisiones de gases de efecto invernadero de los productos (alcance 3) en su segmento de “Gas and Power” se reducirán casi un tercio (27,5%) durante su vida útil en comparación con 2019. Para lograrlo, la compañía continuará promoviendo, entre otros, una mayor eficiencia de sus productos. Para hacer una contribución significativa en la descarbonización de las redes eléctricas, cambiará por ejemplo sucesivamente a productos sin SF6. Adicionalmente, Siemens Energy puso fin a nuevos negocios con centrales eléctricas de carbón el año pasado.
Christian Bruch, CEO de Siemens Energy, indicó: “Creemos que las tecnologías innovadoras son la clave para combatir el cambio climático. La transición energética es un gran cambio y un desafío, pero con mucho potencial. Todos tendremos que contribuir y aceptar cambios en nuestro entorno”.
SBTi es una sociedad conformada por Carbon Disclosure Project (CDP), UN Global Compact, el World Resources Institute (WRI) y el World Wide Fund for Nature (WWF). La iniciativa ayuda a las empresas a establecer objetivos de reducción de emisiones con base científica.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) y la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral abrieron las inscripciones para el programa denominado “ABC de la Industria Petroquímica”, el cual comenzará el próximo 8 de junio. Los participantes accederán a los conocimientos, conceptos, lenguaje y elementos de la cultura de la industria que les permitirá una interacción positiva con representantes del sector o de sus empresas.
El programa está dirigido a jóvenes profesionales, estudiantes avanzados que se incorporan a la industria y a profesionales no relacionados con el sector petroquímico que necesitan conocer sobre las características de esta industria. El cuerpo académico está conformado por los propios protagonistas de la industria tales como el ingeniero Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de Argentina, y el Gerente de Ingeniería y Desarrollo de Infraestructura de Compañía MEGA S.A., el ingeniero Pablo Popik.
El “ABC de la Industria Petroquímica” brinda una visión que permite entender esta industria, sus características, los elementos principales del sector y sus desafíos. Se dictará en la modalidad virtual, con transmisiones vía streaming los martes y jueves, de 18 a 21 hs, y acceso a clases en diferido desde el aula virtual.
El Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada. La realización de estudios y análisis sectoriales. La capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica. Vale destacar que la estructura societaria del IPA es única, pues son sus miembros empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes.
La misión de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral es contribuir al desarrollo del conocimiento específico a través de la promoción de una investigación rigurosa, una docencia de calidad, una fuerte vinculación con el medio y una transferencia adecuada de conocimientos técnicos a la industria local y regional. La Facultad cuenta con un área de Energía conformada por profesores líderes en la materia, investigación y publicaciones, y, a la vez, una amplia oferta académica en temas Petroquímicos, y de Gas y Petróleo, entre otros.
Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del mercado local, cerró hoy a la tarde la emisión de un bono por 300 millones de dólares en el mercado internacional. La compañía controlada por el grupo Bridas, de la familia Bulgheroni, regresa, de este manera, el mercado internacional en un contexto económico delicado para el país en general y para la industria petrolera en particular, por el conflicto en Neuquén que paraliza desde hace 21 días la actividad petrolera en Vaca Muerta.
PAE cerró la emisión de su bono con una tasa del 9,125%, muy competitiva si se tiene en cuenta que la Argentina está en default y que aún no logró cerrar un acuerdo favorable con el FMI para regularizar los pagos de deuda por 45.000 millones de dólares. De hecho, PAE había sondeado, al igual que YPF, la posibilidad de emitir deuda en el mercado internacional en febrero, pero finalmente desistió de avanzar al no encontrar buena recepción en el mercado internacional, tal como publicó Econojournal. Esta vez la situación fue distinta y PAE concretó la emisión. Los bancos colocadores fueron JP Morgan, Santander, Itaú, Citi y HSBC.
El epicentro de la producción de PAE sigue estando en la cuenca del Golfo de San Jorge, donde opera Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional de petróleo del país.
Cash tender offer
El 12 de abril pasado PAE lanzó una oferta de compra en efectivo (cash tender offer) para adquirir todas las Obligaciones Negociables en circulación en el mercado total. Ofreció una tasa fija del 7,875 por ciento. El total de las ON emitidas por PAE, que vencen el 7 de mayo, asciende a 166,4 millones de dólares. La petrolera buscó, de esa manera, disipar los rumores de una posible reestructuración o no pago del bono. El resultado de tender offer fue positivo: el 54% de los tenedores de ON’s (por un monto de US$ 90 millones) aceptó la oferta, que se pagó hoy. Los inversores que no entraron recibirán el pago del bono el 7 de mayo próximo.
En forma paralela, aunque vinculada, la empresa inició un proceso de emisión de un nuevo título, que fue lo que concretó hoy. El valor nominal del título acendía a US$ 50 millones, ampliable hasta US$ 150 millones, el cual, a su vez, podía ser ampliado hasta un monto máximo autorizado de 300 millones, que fue lo que finalmente ocurrió, informaron allegados a la empresa.
Detalles
El nuevo bono se emitirá y se pagará afuera con dólar divisa, bajo ley extranjera con domicilio de pago en Nueva York. Es un bono amortizable y se devuelve en 5 cuotas semestrales a partir del mes 48.
«La compañía tiene una sólida estructura de participación accionaria, una posición de mercado, una base importante de reservas de hidrocarburos a largo plazo y antecedentes en el mantenimiento de un nivel conservador de endeudamiento financiero», indicaron las fuentes consultadas.
Por Luis Felipe Carrillo – Presidente General Electric Central Area of Latin America
El 22 de abril se celebró el Día Mundial de la Tierra, fecha muy importante para nosotros, ya que estamos comprometidos y orgullosos de contribuir con la disminución del cambio climático. Desde General Electric (GE), nos sumamos a la estrategia mundial del cuidado de la Tierra y para alcanzar la neutralidad de carbono en nuestras operaciones para 2030, concentramos todos nuestros esfuerzos en el suministro de energía inteligente, las inversiones operativas y la eliminación de desechos.
Hoy en día GE genera un tercio de la electricidad del mundo, cuando la demanda continúa creciendo con tecnología más limpia. Creemos que el despliegue estratégico y acelerado de las energías renovables y a base de gas puede cambiar la trayectoria del cambio climático, permitiendo reducciones sustanciales en las emisiones, mientras que en paralelo se continúa avanzando en las tecnologías para la generación de energía con bajas o casi cero emisiones de carbono. En este sentido la compañía ha invertido durante más de una década en el desarrollo de turbinas que puedan utilizar Hidrógeno como combustible, y ya contamos con más de 75 turbinas funcionando en el mundo, con más de 6 millones de horas de experiencia.
Además, hemos fijado el objetivo de que nuestras más de 1.000 instalaciones en todo el mundo (fábricas, almacenes, oficinas y sitios de pruebas) logren ser carbono neutral para el año 2030. Esta medida significa que, de lograr esta meta, habremos reducido en 21% las emisiones de gases de efecto invernadero.
Incluso, no sólo es el negocio de Generación de energía el que está comprometido con este objetivo, nuestros negocios de GE Aviation y GE Healthcare también están impulsando iniciativas sustentables. En el caso de GE Aviation, el negocio se ha comprometido en reducir en 50% sus emisiones de dióxido de carbono para 2050, mientras que GE Healthcare está invirtiendo en desarrollar procesos más sostenibles de manufactura, suministro, distribución e instalación, así como en el servicio técnico de todos sus productos.
Nuestro objetivo es cumplir un rol fundamental en la descarbonización en todos los aspectos de la vida moderna, desde el transporte hasta la generación de energía. Esto requiere un esfuerzo multisectorial basado en la cooperación y coordinación de todas las instituciones, gobiernos y compañías para frenar y enfrentar este desafío. Es crítico la definición de políticas claras, a largo plazo y que favorezcan la inversión para el desarrollo de estos proyectos.
GE ha sido un líder en innovación por más de 125 años, y tiene el compromiso de poner todo su conocimiento, alcance global, experiencia y capacidad para contribuir a la transición energética y el cuidado de la Tierra. Este desafío es necesario enfrentarlo hoy.
La petrolera Vista Oíl & Gas presentó su primer Reporte de Sustentabilidad 2020. Miguel Galuccio, presidente y CEO de la compañía, afirmó que “el cambio climático se convirtió en un tema central que cruza a todas las industrias. Y desde nuestro lugar, aspiramos a ocupar un papel de protagonismo en la transición energética para convertirnos en una compañía confiable, eficiente y de bajas emisiones de carbono”.
Este año la firma determinó los niveles de referencia de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a partir de los cuales diseñará un plan de acción para contribuir a su disminución. En cuanto a los objetivos logrados hasta el momento, Galuccio señaló que: “el 99% de nuestra producción se transfiere por ductos minimizando la huella de carbono; el 100% del transporte del agua se hace por ductos, lo que evitó a la fecha más de 50.000 viajes de camión en nuestro bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta; readecuamos todos los estándares de seguridad y alcanzamos una Tasa de Incidentes Registrables menor a 1, lo que nos ubica en altos estándares globales; y seguimos fortaleciendo nuestro compromiso en las comunidades donde operamos”.
El Reporte constituye la Comunicación en Progreso (COP) con respecto a los 10 principios del pacto global de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) sobre Derechos Humanos, Trabajo, Medio Ambiente y Anticorrupción. Asimismo, Vista contribuirá fundamentalmente con ocho de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y, adicionalmente, ya adhirió a los Principios de Empoderamiento de las Mujeres (WEP por sus siglas en inglés).
Medio ambiente
Para la compañía es fundamental avanzar con el compromiso de «trabajar en un plan plurianual para establecer objetivos en cuanto a GEI de corto, mediano y largo plazo es fundamental para el desempeño medioambiental». Con el fin de cumplir ese objetivo, por ejemplo, la empresa está avanzando en un proyecto para desarrollar una propia fuente de arena optimizando la logística de este insumo. Por otro lado, se completaron más de 570 horas de capacitación de personal en materia de seguridad, salud y medioambiente.
Galuccio: «El cambio climático se convirtió en un tema central que cruza a todas las industrias«.
Vista firmó una alianza con el Banco Patagónico de Alimentos para la donación de 46.000 alimentos a familias necesitadas de Río Negro y Neuquén, así como también de equipamiento a los hospitales de Catriel. Realizó la entrega de un tráiler para testeos de COVID-19 al Ministerio de Salud de Neuquén. Y puso en marcha el programa Enseña por Argentina, que implica más de 240 horas de voluntariado para fortalecer la educación en Catriel, Río Negro, Neuquén y Buenos Aires.
Seguridad
Desde el inicio de las operaciones en 2018, la TRIR (Tasa de incidentes registrables) se redujo un 90%. En 2020, la TRIR de Vista fue menor a uno, un valor que la posiciona entre las compañías internacionales Tier-1 en materia de desempeño en seguridad. El diagrama de células le permitió a Vista gestionar el COVID 19 sin interrupciones en sus operaciones, garantizando la salud y la seguridad de sus empleados.
Governance
El 50% de los ingresos de personal de Vista en 2020 fueron mujeres y se otorgó un bono anual del 100% de los empleados de la compañía está impactado por el logro de objetivos ESG. La compañía decidió que las funciones estratégicas y de supervisión del Consejo de Administración se apoyan en tres Comités específicos: Prácticas Corporativas, Auditoría y Compensación. Todos los miembros de los Comités del Consejo son independientes.
El gobierno publicó este martes en el Boletín Oficial el nuevo Procedimiento de Autorización de Exportación de Gas Natural que anticipó EconoJournal la semana pasada. La resolución 360/21, que reglamenta el decreto 892/20 del Plan Gas.Ar, establece que las autorizaciones serán otorgadas “en la medida en que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno”. La clave del nuevo esquema es que una vez efectuado ese análisis y habiendo puesto el gas a disposición de terceros interesados en comprarlo para el mercado local, las exportaciones autorizadas adquieren carácter de “firme” y ya no podrán ser interrumpidas por la secretaría de Energía. Este año se autorizará la exportación de 6 millones de metros cúbicos.
El punto 1.4 del anexo 1 establece que “la autoridad de aplicación realizará, en forma previa al otorgamiento del permiso correspondiente, un análisis integral y sistémico de las condiciones de funcionamiento del mercado interno a efectos de lograr cubrir la demanda interna mediante un suministro eficiente y velar por la seguridad de su abastecimiento en cada caso”. Luego el reglamento explicita que “realizado dicho análisis, en el que se determinará el cumplimiento de los requisitos precitados en relación con las exportaciones firmes y/o interrumpibles, no podrán volver a revisarse, una vez otorgada su autorización, para el caso de las autorizaciones en firme”.
1. Exportaciones firmes
Las exportaciones firmes para el período que va del 1 de octubre al 30 de abril se dividen en tres grupos:
Exportaciones firmes Plan.Gas.Ar: 7 millones de m3/día provenientes de la Cuenca Neuquina y 4 millones de la Cuenca Austral. En el caso de la cuenca neuquina, los primeros 4 millones serán volúmenes prioritarios en función de la prioridad de despacho y los 3 millones restantes quedarán como remanente a disponibilidad del resto de los productores de la cuenca, mientras que en la cuenca Austral habrá 2 millones prioritarios y 2 remanentes. Para el caso en que en un período estival dado no se agotaren los derechos preferenciales de Exportación en Firme por todo o parte de los volúmenes establecidos para ambas cuencas, la autoridad de aplicación podrá asignar los volúmenes remanentes para exportación en firme desde otra cuenca.
Exportaciones firmes como correlato de inyecciones adicionales en invierno, en el marco del Plan Gas.Ar. En el punto 8.1 del reglamento se aclara que la Autoridad de Aplicación podrá otorgar autorizaciones de exportación en condición firme de verano en una cuenca determinada, a aquellos productores adjudicados del Plan Gas.Ar que, en dicha cuenca, pongan a disposición en el período invernal para el que se solicita la exportación, inyecciones adicionales a la comprometida en el marco del Plan Gas.Ar.
Exportaciones firmes para el caso de excedentes en una cuenca productiva. La autoridad de aplicación podrá otorgar autorizaciones de exportación en condición firme durante el período estacional de verano, para el caso de existencia de excedentes comprobados en una cuenca productiva determinada, siempre que no resulten útiles para abastecer demanda del mercado interno desde dicha cuenca productiva.
2. Criterios de asignación de exportaciones
Los volúmenes prioritarios se asignarán según el ranking de la Ronda 1 del Plan Gas.Ar, salvo para 2021 pues el ejercicio del derecho prioritario venció a fines de enero.
Los volúmenes remanentes, por su parte, serán considerados para su asignación, dentro de cada cuenca, según una fórmula que pondera, por un lado, el mayor precio de venta al mercado externo en el PIST y, por el otro, el mayor volumen medio adjudicado en período invernal, tanto del período base como de los adicionales de invierno de los 4 años.
3. Plazo de presentación y otorgamiento
Las solicitudes tendientes a obtener autorizaciones para Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar deberán presentarse ante la subsecretaría de Hidrocarburos hasta el día 30 de abril de cada año calendario del Período de Aplicación, salvo para el período estival 2021-2022, que deberán ser presentadas hasta el día 10 de mayo de 2021 inclusive.
En caso de que las solicitudes de exportación totales por cuenca presentadas al 30 de abril de cada año calendario no alcancen a cubrir los volúmenes de exportación totales habilitados, la Autoridad de Aplicación podrá convocar a una nueva instancia de presentación de solicitudes hasta el 30 de septiembre de cada año calendario, en la cual no se tendrá en cuenta la prioridad de despacho
Dentro de los 60 días corridos del vencimiento del plazo establecido, la subsecretaría de Hiidrocarburos realizará las asignaciones para las solicitudes de exportación presentadas tanto para los volúmenes prioritarios como para los volúmenes remanentes
Para el período estival 2021-2022, las solicitudes presentadas hasta el 10 de mayo de este año serán resueltas por la autoridad de aplicación dentro de los 15 días corridos de vencido dicho plazo. Esta primera asignación no podrá exceder de los volúmenes prioritarios de las cuencas Neuquina y Austral por no estar sujeta la operación al análisis integral previsto en el procedimiento. Esto significa que solo se autorizará la exportación de 6 millones de m3 de gas: 4 millones de la Cuenca Neuquina y 2 millones de la Cuenca Austral. Además, no podrá exceder el plazo de un período estival de autorización, al no estar sujeta dicha asignación al análisis integral previsto.
4. Información requerida para autorizar exportación
Los interesados en exportar deberán presentar, entre otros elementos, la siguiente información ante la autoridad de aplicación:
a) Resumen de la operación a realizar: 1) destino y origen del gas natural; 2) cantidades máximas y programadas, diarias y totales; 3) precio a percibir en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y su fórmula de ajuste de corresponder y, a los efectos de su publicación para terceros interesados, el precio mínimo, neto de costos de transporte, gas retenido y derechos de exportación (en caso de corresponder), a percibir por el Productor autorizado a exportar en el referido PIST; 4) una estimación del precio del gas en el punto o puntos de exportación de frontera; 5) plazo de la exportación, que podrá ser anual o plurianual; 6) punto o puntos de exportación de frontera del gas desde la República Argentina; y 7) uso del gas natural, que podrá ser mediante: i) la identificación del uso que se le dará al gas a exportar: Domiciliario, Industrial, Generación, o ii) la declaración jurada del vendedor y comprador respecto del uso del gas a exportar.
b) Capacidad de producción y disponibilidad de gas del solicitante;
c) Ventas de gas comprometidas, incluyendo: 1) copia del contrato con toda la documentación de venta de gas natural correspondiente a la exportación propuesta, la que deberá contener las obligaciones de entrega y de recepción; y 2) tabla de las ventas comprometidas por mes de gas natural, dentro de Argentina y para exportación.
5. Procedimiento de cruce por terceros
Una vez cumplidos los requisitos previstos en este Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural, la secretaría de Energía publicará en su web por un plazo de 3 días una síntesis de los aspectos comerciales relevantes de la solicitud.
Dentro de los 3 días hábiles de realizada la publicación todo potencial comprador interesado podrá efectuar una oferta irrevocable de compra de gas natural escrita. Entre los terceros habilitados se incluye a IEASA, en tanto administrador de las importaciones de gas natural y GNL; y a los sujetos que representan a algún segmento de la demanda final (CAMMESA, Generadores, Distribuidoras, Subdistribuidoras, Industrias y GNC).
“La Oferta de Compra deberá contener el interés concreto en adquirir una cantidad igual a la especificada en la solicitud de exportación, respetar los demás términos y condiciones de la venta de gas natural correspondiente a la exportación propuesta, y tener por destino el consumo interno”, se aclara en el anexo.
Los volúmenes solicitados para la exportación en condición firme que sean finalmente autorizados a exportarse serán detraídos de la cantidad máxima diaria de los contratos en el marco del Plan Gas.Ar entre CAMMESA y los Productores autorizados a exportar. “Dicha detracción operará de manera definitiva durante todo el Plazo de Vigencia de la autorización de exportación”, destaca el anexo.
6. Precio mínimo
El punto 7.9 del anexo establece que no se procesarán solicitudes de autorización de Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar cuyo precio mínimo a percibir en el PIST sea inferior al precio promedio ofertado en la Ronda #1 del Plan Gas.Ar
Tal valor de la Ronda #1 del Plan Gas.Ar será el Precio Promedio Ponderado para la cuenca y para el año de la que se trate y estará ajustado por el porcentaje establecido en la definición de Precio Período Estacional de Verano.
7. Cesión de la autorización
No está permitida la cesión bajo ninguna modalidad la autorización a exportar en condición firme.
Sin dudas la aparición del coronavirus a escala global impactó de manera directa en las empresas y en la salud física de la población, así como también, en el bienestar emocional de las personas. De hecho, numerosas investigaciones indican que la salud mental ha empeorado notablemente durante el 2020 en los distintos géneros y grupos etarios. Los problemas de ansiedad y depresión afectaron mucho más a las mujeres que a los hombres, y a los jóvenes de entre 18 y 35 años, sobre todo por la incertidumbre por su futuro. El virus genera estrés, problemas de concentración, pérdida de memoria y otras secuelas.
El contexto actual nos desafía a mantener la mente abierta para ser mejores cada día en el área de Higiene & Seguridad. Anteriormente, se nos asociaba en mayor medida con el uso obligatorio de elementos de protección personal para empleados expuestos a tareas específicas y con la verificación de protocolos de seguridad dentro de la empresa. En este sentido, durante los primeros meses de la pandemia, el foco estuvo puesto en adoptar medidas que permitieran contrarrestar el avance del virus, adoptando protocolos propios y compatibilizándolos con las necesidades particulares de cada uno de nuestros clientes. Se hizo énfasis en el cuidado de los técnicos de campo que trabajan con las industrias consideradas esenciales – alimentos y bebidas, automotriz, textil, farmacéutica, generación de energía, etc. Estos técnicos hoy encuentran un fuerte apoyo en las herramientas de comunicación y gestión digital.
Toda esa información recabada sirvió para evaluar la viabilidad de adoptar otras buenas prácticas ya que la situación es muy dinámica y nos demanda ir ajustándonos a nuevas realidades. Hoy, la función del departamento de Higiene & Seguridad va mucho más allá de los elementos de protección personal (EPP) y de los protocolos anti COVID. Se trata de entender a la persona en su totalidad, de cuidar y prevenir los efectos que esta situación de crisis sanitaria puede causar en su mente, como por ejemplo el desgaste o agotamiento, entre otros.
Si bien actualmente muchas empresas no se están planteando el retorno a las oficinas, se está avanzando en parámetros de retorno en forma ordenada y estratégica. Por ejemplo, en Atlas Copco pusimos en marcha una prueba piloto de una aplicación amigable para reservar el escritorio, emulando un check in/ check out de viaje, en este caso al trabajo. Un sistema de estas características permite tener un listado efectivo y una trazabilidad confiable de los posibles contactos estrechos ante un caso sospechoso. Además, en el Grupo existen apps de entrenamiento físico, una herramienta que consideramos clave para combatir el estrés y la ansiedad que provoca, en muchos casos, el home office.
También existe cada vez más una preocupación por dar una cobertura integral a la salud. En este sentido, el paquete de beneficios de Atlas Copco Argentina incluye asistencia psicológica, legal y financiera no solo para los colaboradores sino también para los familiares. La aparición del coronavirus obligó a las organizaciones a convertirse en un apoyo esencial para sus empleados. No se trata solamente de cumplimentar protocolos rígidos o un retorno en etapas ordenado y estratégico, sino de ir más allá. Es importante mantener, a pesar de la virtualidad, las reuniones con los equipos y las capacitaciones; la presencialidad cuando la gente necesita ese contacto y con los recaudos que sean necesarios.
Otra buena práctica, si bien no surge directamente de Higiene & Seguridad, es capitalizar el potencial que trajo la virtualidad y la digitalización como las reuniones virtuales y el trabajo remoto. Actualmente, los técnicos de campo pueden ir a realizar el mantenimiento preventivo a las fábricas con el diagnóstico anticipado del problema, esto gracias a sensores ubicados en las máquinas que pueden ser monitoreadas y controladas de manera remota. Esto no solo permite acortar tiempos, sino también ser más eficientes, y principalmente, reducir la exposición de los empleados.
* Por: Verónica Lentino, Gerente de Seguridad, Higiene, Medioambiente y Calidad en Atlas Copco Argentina
La industria química y petroquímica registró en febrero una caída del 28% en la producción respecto a enero, de acuerdo al informe mensual que elabora la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP). Esta baja se debió a las distintas paradas de planta. Estas paradas fueron ya sea por falta de materias prima o por diversos mantenimientos, sumado a la baja demanda de algunos productos.
El informe de la CIQyP destaca que, si bien la variación interanual muestra un crecimiento del 15% en las ventas locales, la baja demanda y producción durante enero y febrero de 2021 repercutió en esta variable cayendo un 17% intermensualmente. No obstante, el acumulado del año registra un crecimiento del 9% con respecto al primer bimestre del 2020.
En tanto, las exportaciones, muestran caídas importantes a causa de lo mencionado anteriormente, con un 42% de caída en febrero frente a enero 2021; y de un -52% interanualmente.
Por su parte, la capacidad instalada del sector químico y petroquímico, durante febrero de 2021, tuvo un uso promedio del 35% para los productos básicos e intermedios y del 58% para los productos petroquímicos.
Con respecto a la balanza comercial de los productos del sector, en febrero de 2021, alcanzó un déficit de 488 millones de dólares, 35% menor al mismo mes de 2020, con variaciones del 34.6% en las importaciones y del 25.4% en las exportaciones.
La reseña confeccionada por la CIQyP muestra que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), presentan una leve recomposición en el mes de febrero con un crecimiento del 5% en las ventas locales respecto al mes anterior; la producción y las ventas externas registraron caídas, del 2% y del 39%, respectivamente. En cuanto a la variación anual, las ventas externas se incrementaron 1%, mientras que la producción cayó un 8% y las ventas en el mercado local cayeron 4%.
En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe durante febrero de 2021 alcanzan los 496 millones de dólares, sumando un total de USD 756 millones en el primer bimestre del 2021.
En relación a los datos del informe mensual, Jorge de Zavaleta, Director Ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), comentó que “observamos que el resultado negativo, en el primer bimestre del 2021, estuvo impulsado en mayor medida por las distintas paradas de planta como por la falta de materia prima para la producción. Los diversos factores provocados por más de un año de pandemia del Covid19 denota, en la actividad, alta variabilidad hacia su interior sin mostrar signos de recuperación general en la producción de los diferentes subsectores. El sector continúa sufriendo el impacto de la contracción de la actividad económica y de volatibilidad de la demanda afectando la capacidad productiva de las empresas”.
La gobernación de Neuquén, que encabeza Omar Gutiérrez, intenta romper el bloque que conforman los trabajadores autoconvocados de Salud que mantienen bloqueados, desde hace 19 días, los accesos a la gran mayoría de los yacimientos petroleros de la provincia. En esa clave, la estrategia es clara: en primer lugar, la provincia quiere recuperar como interlocutor validado a Carlos Quintriqueo, titular de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE), que en las últimas semanas no pudo sostener la representatividad del conflicto y fue desbordado por bases disidentes del gremio y otros actores que se plegaron a la protesta salarial que comenzó hace ya 50 días.
Para relegitimar su posición, Quintriqueo convocó el viernes pasado a un paro de actividades en todo el sector de salud de la provincia. La medida de fuerza fue, en definitiva, un paso formal para recuperar la negociación con la administración neuquina. Gutiérrez ofreció un aumento salarial en cuotas por un total del 53% que se terminaría de efectivizar en el primer trimestre de 2022.
La propuesta supone un incremento básico para el período ‘abril 2021-marzo 2022’ en dos tramos. El primero ya fue implementado sobre los haberes de marzo de este año y el nuevo aumento evolucionará por etapas hasta llegar a un total de 53,09 por ciento. Según el acta provincial los plazos de acreditación iniciaron en marzo con una suba del 15% y continuarán en mayo (20,75%), julio (26,50%), septiembre (32,25%), noviembre (35%), enero (44,9%) y marzo de 2022 (53,09%).
La conducción de ATE dejó entrever que está de acuerdo con la propuesta de mejora que acercó la gobernación, pero objetó los tiempos de ejecución de la suba salarial porque entiende que, ese plazo, la suba se terminará licuando con la inflación. Pretenden, en definitiva, que el aumento se termine de aplicar durante la segunda mitad de 2021 y no el año próximo.
Romper el bloque
En los hechos, la gobernación cree que está en condiciones de fragmentar en dos el frente de los autoconvocados que impuso el corte de al menos 30 rutas y la paralización de la producción en los yacimientos hidrocarburíferos impactando en el abastecimiento de gas para los meses de invierno.
«Si en lugar de ofrecer una suba bimestral del 5%, la gobernación acelerara el aumento para los trabajadores de Salud en un incremento inicial del 10% o algo similar, acortando el plazo de finalización de la suba, hay chances de que varias asambleas de autoconvocados acepten la propuesta«, explicó a EconoJournal un consultor que sigue de cerca el conflicto que, de extender, podría provocar el cierre de al menos un 10% de la producción de gas de Neuquén.
Los bloqueos continuarán al menos por las próximas 48 horas, pero si ATE acepta la propuesta oficial, la provincia cree que podría levantar los cortes en algunas localidades como Centenario, Cutral Co y Zapala, entre otras. Las asambleas más duras son las que bloquean el acceso a Añelo, la localidad que permite subir a Loma Campana, el mayor desarrollo de shale oil de YPF, y otros campos en Vaca Muerta.
La gobernación provincial aspira a que una negociación favorable con ATE permita desbloquear, al menos, los cortes en aquellas localidades que se presentan, a priori, como más dialoguistas. El objetivo, a esta altura, es a cambiar la correlación de fuerzas para modificar la percepción mayoritaria en la opinión pública, que en más de 50 días de reclamo se mantuvo a favor de los autoconvocados.
«Si se cierra un acuerdo con ATE con un aumento superior al 50%, más los bonos a los trabajadores de Salud que está pagando Nación, se podrían destrabar un 50% de los piquetes. Las asambleas más complicadas, que están lideradas por referentes de izquierda que están jugando un partido distinto por el control del gremio«, analizaron en una empresa petrolera.
Un impensado error de cálculo podría encarar la actividad del barco regasificador de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que opera en el puerto de Escobar, sobre el Río Paraná de las Palmas. Todos los años es necesario realizar el dragado de la zona para garantizar los 14 metros de profundidad que necesita la embarcación. Sin embargo, la petrolera YPF, que comparte con IEASA (ex Enarsa) la propiedad de la terminal pero está a cargo de su operación, presentó hace un mes un permiso ante el Organismo Provincial para el Desarrollo Sustentable (OPDS) autorización para dragar solo 11 metros. La autorización le fue concedida, pero necesita modificarla. El mismo error se repitió en otras dependencias estatales como la Subsecretaría de Puertos, Vías Navegables y Marina Mercante. Eso demoró los plazos y el primer buque metanero llegó la semana pasada cuando todavía el dragado no estaba concluido.
El barco regasificador Exemplar (de Excelerate) puede almacenar 150.000 metros cúbicos de GNL, pero con un dragado de 11 metros esa capacidad se reduce a 120.000 metros cúbicos. A raíz de ello, se le solicitó a la británica BP (a cargo de la entrega del primer cargamento metanero) si podría demorar el envío de su primer embarque hasta que se concluyera el dragado, pero la empresa respondió que era imposible por los compromisos que tiene en otros lugares.
Los barcos metaneros que transportan tanto combustible a Escobar cargan entre 80.000 y 90.000 metros cúbicos. Por lo tanto, no hubo problemas para descargar el GNL. Pero se decidió que, una vez hecha la descarga, el buque regasificador abandone el puerto y se ubique en río abierto hasta concluir con el dragado. Se decidió hacer eso ahora porque a medida que se acerque el invierno los buques comenzarán a llegar uno tras otro y ya no habrá margen para realizar esa tarea. El problema es que mover el barco de Excelerate tiene un costo del que se deberán hacer cargo la UTE que integran YPF e IEASA.
Menos flexibilidad operativa
El dragado a 14 metros es indispensable porque sino la flexibilidad operativa del barco regasificador se reduce y eso también podría terminar incrementando los costos de la terminal. Por ejemplo, si en el invierno se suceden algunos días de temperaturas cálidas, el consumo de LNG se va a reducir. Por lo tanto, la capacidad disponible en el barco va a ser menor. De este modo, el riesgo de que los próximos buques metaneros no puedan descargar se acrecienta y eso implica penalidades —de entre 50.000 y 80.000 dólares por día— que IEASA deberá pagarle a las empresas a las que se le compraron los distintos cargamentos.
A raíz de eso, el ala política de YPF intenta desde la semana pasada corregir el error administrativo para poder dragar hasta los 14 metros. Aunque se consigan los permisos para realizar ese trabajo, es complicado encontrar una ventana de oportunidad temporal para concretarlo porque el buque Examplar ya está trabajando a full para inyectar gas en el sistema de gasoductos.
No es sencillo, además, poder salvar el error porque modificar los permisos lleva su tiempo, sobre todo después del conflicto que derivó en la clausura del puerto de Escobar en octubre del año pasado por orden de Justicia. En aquella ocasión un magistrado de Campana procedió a clausurar el puerto a partir de la denuncia de una vecina de Escobar respecto a una “situación de peligro de muerte urbana masiva por estragos de incendio o explosión del Gas Natural Licuado”. El levantamiento de esa clausura preventiva llevó varios meses y forzó la intervención de la secretaría de Energía hasta que finalmente en enero de este año se pudo revertir la medida.
Las empresas fraccionadoras agrupadas en la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA) solicitaron que se declare de forma urgente la emergencia del sector para garantizar la oferta de GLP en los meses de frío. Las firmas que integran la cámara reclaman que la garrafa de 10 kg. de gas butano aumente entre 200 y 250 pesos, dependiendo de la región del país “para obtener un margen operativo adecuado”, expresaron en un comunicado.
“De seguir con este difícil presente se afectará a los actores de la industria, pero, además, y principalmente, se perjudicará a los usuarios consumidores, en especial a aquellos más vulnerables que, por carencia de recursos o por cuestiones de infraestructura se ven impedidos de acceder a redes de gas natural o a otros recursos alternativos”, añade el texto de CEGLA.
“En el contexto de segunda ola que atravesamos y para seguir haciendo frente a la importante demanda de GLP que tiene nuestro país, requerimos de medidas que saquen a las fraccionadoras de la complicada crisis que sufren”, reclamó el presidente de la entidad, Pedro Cascales.
El año pasado, la pandemia del Covid-19 y el atraso en la actualización de los precios de referencia llevó a que la actividad de fraccionado de gas envasado “esté en un contexto de déficit insostenible”. “Luego de los reclamos iniciados por CEGLA se consiguió que los valores se incrementen, pero no al nivel requerido para cubrir los costos y márgenes razonables históricos”, continúa el comunicado.
Un dato que explica el desfasaje actual del sector fraccionador de GLP es que los márgenes establecidos de las tareas de fraccionamiento y distribución en la Argentina se ubican en US$ 3 por garrafa de 10 kg. “Este número es la mitad respecto a los de los países de la región que, en promedio, ubican ese valor alrededor de los US$ 6 por carga de 10 kg.”.
Desde CEGLA reclamaron a la Secretaría de Energía la prorrogar los vencimientos de los tanques fijos y de los tanques de granel, garrafas y cilindros por 5 años adicionales al plazo de vencimiento actual. Además, las certificaciones de las plantas fijando un plazo mínimo de 2 años y de los depósitos un plazo mínimo de 5 años y los certificados de transporte.
Suspensión de cobro de multas
Al mismo tiempo, CEGLA solicitó suspender todos los procedimientos de cobro de las multas que por cualquier concepto hayan sido aplicadas hasta la fecha por un plazo mínimo de 3 años y la reducción del 50% en las contribuciones patronales de los empleados del sector.
El sector fraccionador de gas licuado emplea de forma directa e indirectamente a más de 9.000 personas y abastece con altos estándares de eficiencia a más de 5 millones de hogares con un combustible ecológico, ciento por ciento nacional y que es fundamental para el entramado familiar del país.
La provincia de Neuquén aportó en febrero 61 millones de los 114 millones de metros cúbicos diarios de gas natural que produjo la Argentina, el 53,5 por ciento. A raíz de los cortes de rutas que paralizan a la provincia patagónica, petroleras empezaron a comunicar formalmente al gobierno nacional y provincial que si no hay solución deberán restringir su producción. Total Austral, por ejemplo, informó este jueves a la Secretaría de Energía de la Nación que en los próximos días podría verse forzada a interrumpir el abastecimiento de 10,8 millones de metros cúbicos, según cuantifican en la misiva enviada ayer. En el sector coincidieron ante EconoJournal en que el lugar clave que ocupa Neuquén en el abastecimiento de gas ameritaría un involucramiento del gobierno nacional en el conflicto. Sin embargo, allegados a la jefatura de Gabinete, que encabeza Santiago Cafiero, aseguraron en las últimas horas que no intervendrán y dejarán la solución en manos del gobernador Omar Gutiérrez.
El impacto en la producción
Total Austral es la segunda productora de gas de la provincia con el 18,7% del mercado. La empresa advirtió que los cortes de ruta que se mantienen desde hace más de 15 días están afectando en forma directa la operación de sus yacimientos en Neuquén, ya que impiden el relevo y traslado de trabajadores propios y contratistas, así como de los equipos e insumos necesarios para operar.
Las empresas remarcan que los bloqueos también impactan en la evacuación de la producción, lo que está saturando su capacidad de almacenaje de líquidos y poniendo en riesgo la continuidad de la producción.
Con una dotación de personal reducida, problemas para hacer rota a ese personal escaso y la capacidad de evaluación de la producción restringida, es cuestión de días para que el abastecimiento quede finalmente restringido.
En el resto de las empresas la situación varía. Algunas petroleras atraviesan problemas similares a los de Total y otras han podido operar con mayor margen de acción, pero ninguna compañía está trabajando con normalidad y todas han manifestado su preocupación de uno u otro modo.
La principal operadora es YPF que en febrero concentró el 35,8% de la producción de gas de Neuquén, segunda Total con el 18,7%, tercera Tecpetrol (del grupo Techint) con el 16,3%, cuarta Pampa Energía con el 10,1%, quinta Pluspetrol con el 6,37% y sexta PAE con el 4,8%.
La posición del gobierno nacional
El conflicto comenzó con un reclamo de los trabajadores de la salud, pero en los últimos 15 días fue escalando y los cortes de ruta se generalizaron. Se estima que al menos 30 rutas están cortadas total o parcialmente. El gobierno nacional fue monitoreando la evolución de los acontecimientos, pero hasta ahora mantuvo silencio e informalmente dicen que es el gobernador quien se debe ocupar de restablecer el orden.
La continuidad del conflicto desgasta al gobernador Gutiérrez, hombre del Movimiento Popular Neuquino. Por lo tanto, la no intervención del gobierno nacional le puede reportar un rédito político al Frente de Todos de cara a las próximas elecciones legislativas. Sin embargo, el presidente Alberto Fernández juega con un arma de doble filo porque si la situación no se encauza el gas comenzará a escasear justo en las puertas del invierno. Si eso ocurre, el costo político ya no solo lo pagará el gobernador.
La empresa estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA), lanzó este jueves un tender para adquirir 10 nuevos cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, según sus siglas en inglés) para la terminal regasificadora de Escobar.
Con el objetivo de cubrir el consumo invernal, IEASA adjudicó en marzo 24 cargamentos a un precio de US$ 6,5 por millón de BTU y el total de la licitación alcanzó los US$ 330 millones. Al respecto, el secretario de Energía, Darío Martínez, manifestó entonces que se obtuvo un precio inferior al que se venía analizando en el mercado internacional superando las expectativas.
El primero de los buques de la licitación inicial arribó esta semana mientras que los nuevos 10 cargamentos de LNG, llegarán entre el 10 de junio y el 22 de agosto paulatinamente. La fecha para presentar las ofertas vence el próximo miércoles.
En paralelo, el gobierno nacional pretende entablar negociaciones para adquirir gas desde Chile. Con el fin de robustecer la oferta para cubrir la demanda prioritaria de invierno, la idea es recibir gas desde alguna de las dos terminales de regasificación que tiene el país transandino en las localidades de Quintero y Mejillones.
El bloque oficialista en Diputados avanzará la semana que viene con la presentación de un nuevo proyecto de Ley de Biocombustibles. La iniciativa, que está en manos de Marcos Cleri, diputado por Santa Fe y con fuerte vínculo con Máximo Kirchner, líder de La Cámpora, reduce el porcentaje de la mezcla obligatoria del biodiesel de 10% a 5 por ciento. En el caso del bioetanol, el corte queda en 12%, que se divida 6% en bioetanol de caña producido en los ingenios azucareros y 6% producido a base de maíz. Algunas cámaras del sector criticaron el proyecto porque discrimina a la región centro del país.
El texto añade que, del total de la reducción del porcentaje de la mezcla en el bioetanol de maíz, dos tercios lo asuman las compañías exportadoras y eltercio restante las empresas que abastecen el mercado local. El proyecto es criticado por las grades cerealeras y apoyado por las pymes del sector.
Fuentes de las cámaras que nuclean a las grandes cerealeras criticaron la iniciativa porque discrimina a los productores que “se vinculen con la exportación de cereales”, de manera tal de que “pueden perjudicarse incluso hasta los mismos productores de biocombustibles que la presente propuesta pretende beneficiar”. Además, remarcaron que otorga un tratamiento “relativo perjudicial al bioetanol de maíz, con relación al bioetanol de caña de azúcar” e “impacta negativamente particularmente en la región centro del país”.
Econojournalaccedió al último borrador del proyecto de Ley que presentará el diputado Cleri la semana que viene en la Comisión de Energía de Diputados. Según indicaron fuentes del oficialismo en el Congreso, la intención es que se apruebe “antes del 12 de mayo, como lo establece la ley”. De este modo, si la iniciativa avanza, se dejará de lado la prórroga que impulsa la oposición en el Congreso junto a algunas cámaras empresarias del sector.
Las mismas fuentes señalaron que el proyecto tendría el suficiente apoyo para que se apruebe en ambas cámaras. “Es un proyecto integral para dar respuesta al sector y acompañar un modelo de desarrollo nacional”, remarcaron.
Aspectos generales
La norma tendría vigencia hasta el 31 de diciembre de 2030 con la posibilidad de 5 años de prórroga por el Poder Ejecutivo. Se basa en la capacidad instalada de las 55 empresas que impulsó la Ley 26.093 de 2006. Además, prevé la creación de una comisión especial con la presencia de las provincias productoras de biocombustibles y cuenta con la posibilidad de establecer un régimen de sustitución de importaciones de combustibles fósiles de acuerdo con la necesidad del mercado.
Dispone que el biodiesel y el bioetanol no estarán gravados por el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y por el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) y aclara que, en el caso de la mezcla, el gravamen recaerá sólo sobre el componente fósil.
Metodología para fijar los precios
El último borrador, que se presentará la semana que viene en la Comisión de Energía de Diputados, sólo subraya que la metodología para establecer el precio de los biocombustibles los determinará la autoridad de aplicación “de acuerdo con las metodologías de cálculo que esta determine para cada uno de los productos en cuestión”.
Además, agrega que “deberán garantizar una rentabilidad determinada por la misma, considerando los costos de los principales componentes de su elaboración y el precio para producto puesto en su planta de producción”.
Sustitución de importaciones
El proyecto permite la posibilidad de sustituir la importación de combustibles fósiles por biocombustibles “con el objeto de evitar la salida de divisas, promover inversiones para la industrialización de materia prima nacional y alentar la generación de empleo”. La autoridad de aplicación podrá revocar la autorización a las empresas que decidan abastecer la producción para la sustitución de importaciones si no cumplen el compromiso. La autoridad de aplicación asignará los volúmenes destinados a la sustitución de importaciones de combustibles fósiles con acuerdos de abastecimiento anuales, bianuales o trianuales.
En el marco del Día de la Tierra y avanzando en la línea de trabajo que guía a Genneia, la empresa anunció que ha compensado la totalidad de la huella de carbono generada durante 2020 en su sede administrativa. Luego de un proceso inicial de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, la empresa midió un total de 1.698 toneladas de CO2 que fueron canceladas a través de bonos de carbono emitidos por el Parque Eólico Rawson.
“Como compañía líder en energías renovables, no sólo buscamos ser facilitadores de fuentes limpias de generación si no dar el ejemplo y el impulso para que este nuevo paradigma orientado a una economía sustentable y circular, se convierta en el único posible. Nos enorgullece trabajar en equipo para reducir nuestras emisiones de carbono y tener las herramientas para neutralizar las efectuadas, a la vez que nos permite visibilizar la importancia de su implementación en todas las industrias», afirmó Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos de Genneia.
La decisión de una organización de convertir una acción o período de gestión en carbono neutral, conlleva un compromiso prioritario en la rutina de cada día, mejorando la performance del negocio en materia de eficiencia energética. En esa línea, se comienza por la medición y reducción de cada proceso y consumo identificado; llevando las emisiones de carbono al mínimo posible.
En el caso de Genneia, la huella neutralizada contempla las emisiones de todo el personal asignado a la sede central, los viajes aéreos y terrestres correspondientes a compromisos laborales del total de la compañía, el consumo de energía eléctrica y de los materiales de oficina. Estos factores fueron inicialmente gestionados para su mitigación al mínimo, y luego compensados de manera responsable.
“Abordamos esta acción en el marco de un enfoque integral de la estrategia de sustentabilidad, teniendo a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) como norte. Seguiremos enfocando nuestros esfuerzos corporativos en lograr una contribución activa y comprometida, en miras de un nuevo modelo de desarrollo”, sostuvo Carolina Langan, jefa de Sustentabilidad.
La compañía fue uno de los impulsores que dio comienzo a la gestión de carbono neutralidad en el sector privado argentino. A través de la registración de numerosos proyectos ante el Verified Carbon Standard, el principal mercado voluntario de bonos de carbono a nivel mundial, Genneia ha aportado la herramienta de bonos de carbono para la cancelación de huellas en eventos de gran magnitud como los últimos torneos de Córdoba Open ATP 250, los Coloquios de IDEA, el evento Argentina Impacta y el Congreso de Empresas B, entre otros.
Con este anuncio, la empresa asume el compromiso de una gestión administrativa carbono neutral por tercer año consecutivo.
La agencia Moody’s reconoció la alta calidad crediticia de CAF -banco de desarrollo de América Latina- al ratificar su calificación Aa3 con perspectiva estable. El informe de Moody’s destaca la solidez financiera de la institución, el buen desempeño de sus activos, el compromiso demostrado de los accionistas a través de aumentos constantes de capital y la incorporación de Costa Rica y México como miembros plenos de la institución.
“La sólida fortaleza financiera intrínseca de CAF sigue reflejando un sólido desempeño de los activos y altos niveles de capital pagado que sustentan una sólida suficiencia de capital. La sólida cobertura de liquidez y el amplio acceso a los mercados de capital respaldan la evaluación de Moody’s del sólido desempeño de liquidez y financiamiento de CAF”, señala agencia calificadora de riesgo en un comunicado.
El presidente ejecutivo interino de CAF, Renny López, destacó: «La ratificación de Moody´s refleja la solidez financiera de CAF, gracias al apoyo continuo de los países accionistas y la estrategia de ampliar la base de accionistas. La pandemia nos ha puesto a prueba y hemos estado a la altura de las necesidades de los países para apoyar a los latinoamericanos con recursos rápidos y oportunos manteniendo la fortaleza crediticia. Seguiremos apoyando los planes de atención y reactivación como socios incondicionales del bienestar y el desarrollo de la región”.
CAF cerró el 2020 con un récord de más de USD 14.000 millones en aprobaciones de préstamos, la mayoría destinados a atender los efectos de la pandemia en la economía y en los sistemas de salud, así como a mejorar las infraestructuras digitales, terrestres y energéticas. Al cierre de su 50 aniversario, el organismo multilateral acumuló un total de más USD 200.000 millones aprobados desde 1970, para promover el desarrollo sostenible y la integración regional.
El gobernador Mariano Arcioni, junto al presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar y el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, firmaron este miércoles el contrato de operación transitoria del área Cerro Negro, con la empresa Pilgrim Energy S.A. Del acto participaron también los representantes de las principales entidades gremiales del sector. El gobernador, junto al Ministerio de Hidrocarburos, anunció además la entrada en vigencia del decreto para incentivar inversiones adicionales en yacimientos maduros y de baja productividad.
“Hoy nos enorgullece poner nuevamente en movimiento el yacimiento Cerro Negro, y motorizar un poco más esta Provincia y el Municipio. Es el trabajo de todos y lo hicimos desde la empresa provincial”, resaltó Millar y valoró el compromiso de las partes “para seguir trabajando y sacando la actividad hidrocarburífera adelante”. Remarcó la reactivación de un yacimiento que se encontraba paralizado. “Es un incentivo que aporta mayor actividad, genera fuentes de trabajo, ingresos a la Provincia a través de regalías que no se están percibiendo y recursos para Petrominera que salvaguarda un activo que hoy estaba parado”, enumeró.
Asimismo, indicó que la adjudicación para la operación transitoria le genera valor agregado de cara al licitación que se va a dar, tal cual lo prevé la normativa, una vez que venza el plazo de 18 meses que prevé el contrato o que se determine el inicio del proceso licitatorio. “Con orgullo hemos podido transitar de una manera muy ordenada y prolija esperando los momentos adecuados de la industria para poner nuevamente en marcha un yacimiento que había sido paralizado producto del precio y la pandemia que afectaron duramente a toda la actividad”, señaló Millar. Se trata de un contrato de operación transitoria en donde la empresa opera por cuenta y orden de Petrominera, con una vigencia de año y medio, dividido en dos períodos de 9 meses o hasta que se licite el yacimiento. El próximo lunes, tras la firma del acuerdo, la empresa adjudicataria, Pilgrim Energy, tomará posesión del área de 186 Km2 de superficie, que se extiende en el sur provincial. El objetivo es, que a través de las más adecuadas tecnologías y mejores prácticas de la industria, ejecuten, en forma extraordinaria y excepcional el recupero, preservación, la explotación, desarrollo, y comercialización de petróleo y gas. La puesta en marcha y reactivación del yacimiento, demandará entre uno y dos meses, dependiendo de las condiciones climáticas y el estado en el que se encuentre el crudo, un petróleo pesado. “Lo principal es volver a producir y entregar petróleo lo más rápido posible”, definió. El yacimiento tiene un potencial de entre 30 y 40 metros cúbicos día de petróleo y unos 30.000 metros cúbicos día de gas.
Trabajar de forma articulada El acto, que se desarrolló en la sede de la empresa provincial de energía, contó con la presencia de los representantes sindicales, Jorge Ávila, de petroleros privados; José Lludgar, de Jerárquicos; Raúl Silva, de UOCRA; y Jorge Taboada, de Camioneros. El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privados del Chubut, Jorge Ávila, calificó el acuerdo de adjudicación y el decreto de incentivo como buenos aportes para la Cuenca. “Lo primero y principal –dijo- es que después de un año tan duro como fue el año 2020, podamos reactivar Cerro Negro. Es un logro importante para Petrominera, la Provincia y el Sindicato Petrolero de Chubut”.
A su vez, “poder discutir esta nueva reconversión que quiere hacer el Gobierno con las áreas marginales nos parece una excelente noticia porque permite que alguna operadora pueda arriesgarse a invertir en Comodoro Rivadavia”, expresó. En tal sentido, el Ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, explicó que bajo el decreto se promueven inversiones adicionales por parte de las operadoras. “Buscamos un aumento de la producción de nuestra Cuenca, y que ese beneficio se vea reflejado en fuentes de empleo, movimientos de equipo, un ingreso en concepto de regalías para la provincia”, enumeró y subrayó el acompañamiento de todos los gremios. El intendente Juan Pablo Luque, por su parte, valoró que se pueda aumentar la producción con tecnología e incorporación de puestos de trabajo. «Eso en los tiempos que corren no es menor para poder lograr nuevas inversiones, que la industria se siga movilizando, que el comercio se vea impactado, y que yacimientos que están paralizados vuelvan a estar en funcionamiento. Ese es el potencial que muestra nuestra ciudad a través del trabajo de cada uno de los sectores productivos de Comodoro, donde no se descansa, prácticamente, y se trabaja permanentemente”, concluyó.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (Ceph) y el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de la cuenca Neuquina, que dirige Guillermo Pereyra, concretaron hoy dos iniciativas para tratar de presionar por una resolución del conflicto que desde hace 15 días mantiene paralizada la actividad en Vaca Muerta y en la mayoría de los yacimientos hidrocarburíferos de la provincia que gobierna Omar Gutiérrez.
La cámara petrolera —que nuclea a YPF, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Total y Chevron, entre otras— presentó una nota a las autoridades de la provincia de Neuquén y del gobierno nacional en la que reclama la intervención en el conflicto. En esa dirección, le envió una carta al gobernador, Omar Gutiérrez, y al ministro de Energía provincial, Alejandro Monteiro. La misiva también está dirigida al ministro de Economía, Martín Guzmán, y al secretario de Energía, Darío Martínez.
Por su parte, el sindicato de petroleros privados presentó hoy un recurso de amparo para que se liberen los cortes y “concretar la libre circulación” en la provincia. La medida en la Justicia es para que “las autoridades competentes dispongan garantizar el paso a trabajadores y personal de salud y de movimiento de insumos, sea en las vías hoy obstruidas o bien mediante la habilitación de caminos alternativos como así también del acceso a yacimientos”.
El gremio subrayó que “está interrumpido el tránsito en Añelo, Rincón de los Sauces, San Patricio del Chañar, encontramos la ruta 22 cortada en el puente El Carancho (zona entre Senillosa y Arroyito) y en Plaza Huincul (en el ingreso, a la altura de la refinería)”, entre otros cortes en diferentes caminos y accesos a yacimientos.
La carta de la CEPH
El texto que envió la CEPH remarca que “los bloqueos y cortes totales en rutas afectan de forma directa a la mayoría de las operaciones en yacimientos hidrocarburíferos en la provincia. Estos bloqueos, que ya llevan 15 días, impiden el relevo y traslado de trabajadores petroleros y contratistas, así como de equipos e insumos necesarios para la continuidad de la explotación de los yacimientos, en condiciones seguras y de salubridad”. Y agrega que “afectan también el normal movimiento de los trabajadores para operar las plantas, e impactan en la operación de los pozos productivos de Vaca Muerta. La disponibilidad de recursos y víveres para continuar las operaciones, incluyendo alimentos, agua potable y gasoil, está siendo directamente afectada por los cortes”.
La carta advierte que es “más grave aún, las dotaciones mínimas para mantener la producción y la seguridad de las operaciones no pueden ser relevadas al final de cada rotación. En ese marco, las empresas de la CEPH se verán obligadas a disminuir la cantidad de personal en sus operaciones a fin de proteger a sus trabajadores y racionalizar víveres, con el consecuente impacto adicional en los niveles de producción”. Estos bloqueos y cortes de rutas violan “afectan los accesos a los yacimientos de las empresas productoras de hidrocarburos que venían invirtiendo intensamente para lograr abastecer las necesidades de gas y petróleo de hogares e industrias del país ante el próximo invierno, de acuerdo a los compromisos previstos en el Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”. Además, destaca que “el impacto inmediato es claro: el retraso en el desarrollo de nuevos pozos obligará a nuestro país a importar con sentido de urgencia más combustibles líquidos (gasoil y fuel oil) o GNL (Gas Natural Licuado) a través de los barcos regasificadores, por un costo aproximado adicional para la balanza comercial argentina de US$ 190 millones considerando los bloqueos hasta el día de ayer. A ello se sumarán montos adicionales en la medida en que se mantengan las demoras por la persistencia de los bloqueos, a razón de US$ 13 millones diarios. La producción perdida por estos retrasos demandará varios meses en recuperarse, dada la escasa disponibilidad en el mercado local de los equipos requeridos para fracturar los pozos y sus servicios asociados”. Según indica la CEPH en su nota enviada hoy, el impacto directo estimado que los cortes de ruta han causado es el siguiente:
El impacto en producción de gas para el invierno 2021 es de 380 millones de metros cúbicos, el cual se incrementará a razón de 25 millones de metros cúbicos por cada día que se extienda el corte, lo que equivale a US$ 13 millones aproximadamente.El impacto en producción de petróleo para los próximos meses es del orden de los 60 mil metros cúbicos. Por último, resalta que “urge que la provincia del Neuquén disponga las medidas necesarias para la resolución del conflicto, poniendo fin a estos 15 días de bloqueos y cortes de rutas”., [#item_author]
La estatal IEASA (ex Enarsa) adjudicó ayer a última hora la importación de cargamento de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para la terminal de regasificación de Bahía Blanca, que volverá a estar operativo a fines de mayo. Debido a la mayor demanda registrada en Asia y en Europa, los precios adjudicados resultaron ser un poco superiores a los obtenidos hace poco más de un mes para la planta de Escobar. En aquella oportunidad, el precio promedio fue cercano a los US$ 6,50 por millón de BTU. En cambio, en la licitación de ayer el importe rondó entre los 7 y 7,30 dólares por millón de BTU, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas.
En Europa, las bajas temperaturas se prolongaron más allá de la temporada invernal y por lo tanto la demanda de LNG sigue siendo alta. A eso hay que agregarle que en las últimas semanas los principales países de Asia, China, Japón y Corea, salieron a comprar cargamentos de gas licuado para reponer los stocks que consumieron en la última temporada invernal en el Hemisferio Norte, cuyas temperaturas resultaron más bajas que otros años, y por lo tanto llevó a un consumo superior al previsto. Estos factores explican que en la licitación de ayer IEASA haya tenido que hacer frente a precios de casi un dólar superior a los del mes pasado.
En la compulsa de ayer también quedaron definidas cuáles serán las empresas que realizarán los 13 cargamentos previstos entre fines de mayo y mediados de agosto: Gunvor habría obtenido 6 cargamentos de LNG, la fracesa Total se adjudicó 5 barcos, en tanto que Trafigura y Glencore se quedaron con uno cada una.
La planta de Bahía Blanca volverá a estar operativa a partir del 26 de mayo próximo, fecha en la que ya estará reinstalado el barco regasificador Exemplar de Excelerate Energy en el muelle de la empresa MEGA. Tres días después arribará el primer buque. Durante junio arribarán cuatro cargamentos, otros cinco lo harán en julio y tres en el mes de agosto. Entre el 1º de junio y el 31 de julio el Exemplar deberá inyectar al sistema 28.500 millones de pies cúbicos por día de LNG regasificado. Durante el mes de agosto, la entrega descenderá a 7.000 millones diarios.
Los nuevos servicios permiten a los clientes obtener más rápidamente las ventajas empresariales de los equipos eléctricos digitalizados
Las nuevas ofertas devuelven la confianza en el tiempo de funcionamiento del sistema eléctrico para una continuidad empresarial a prueba de crisis
Dos vías aceleran los beneficios de la modernización en tiempos de restricciones de CAPEX
Los planes amplían la vida útil de los activos antiguos mediante la retro adaptación digital o sustituyen inmediatamente los equipos mediante una financiación inteligente
Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, ha anunciado el lanzamiento de dos nuevos planes de servicio de mantenimiento y modernización en Hannover Messe 2021. El resultado para el cliente de ambos planes es una mayor resiliencia del negocio a través de equipos eléctricos digitalizados. Teniendo en cuenta la urgencia de restablecer la confianza en la continuidad del negocio, cada uno de los nuevos enfoques está diseñado para adaptarse a las presiones de CAPEX ahora comunes.
Momento de actuar
Con muchas empresas bajo la presión de restablecer la salud, reducir el riesgo y estar preparadas para enfrentar las crisis actuales y futuras, la tecnología digital moderna ofrece el camino más claro para lograr esos objetivos. Esto es especialmente cierto en el caso de los equipos eléctricos y los sistemas de energía que sustentan las actividades principales de la empresa, cuyo tiempo de funcionamiento y fiabilidad son fundamentalmente importantes para mantener las operaciones online.
“Las empresas de hoy en día no pueden comprometer la resistencia de su negocio principal”, dijo Frederic Godemel, Vicepresidente Ejecutivo de Power Systems en Schneider Electric.“Por eso les ayudamos a ir más rápido que nunca para alcanzar la máxima fortaleza operativa a través de lo digital, incluso bajo sus nuevas presiones presupuestarias en CAPEX y OPEX”.
Dos nuevas rutas hacia la confianza de lo digital
La primera de las nuevas ofertas de servicios de Schneider Electric se llama Plan Financiero de Servicio y Modernización. Prolonga la vida útil de los activos de equipos eléctricos más antiguos, permitiéndoles permanecer en funcionamiento durante varios años más, y luego los sustituye por equipos nuevos antes de que finalice el período del contrato. A la vez que garantiza la continuidad del servicio con la asistencia y la experiencia del fabricante las 24 horas del día, este plan digitaliza las instalaciones eléctricas en función de las necesidades futuras de la empresa. Y lo que es más importante, también reparte la inversión en modernización a lo largo de varios años, con el fin de equilibrar la presión de los gastos de capital con la necesidad de reforzar la resistencia de la empresa en la actualidad.
Espacio para crecer con lo digital
En el centro de los nuevos planes de servicio se encuentran los equipos eléctricos nativamente digitales, como las celdas de media tensión de Schneider Electric. Estos modernos productos digitales incluyen funciones de mantenimiento basadas en la condición, alimentando los datos de sus sensores tanto a las herramientas/apps locales de campo como a sofisticadas herramientas de análisis como las que ofrece la robusta arquitectura y plataforma EcoStruxure de Schneider Electric.
Para fortalecer el negocio hoy y dejar espacio para nuevas mejoras en el futuro, toda la plataforma de equipos de la empresa se está convirtiendo en digital de forma nativa, conectada al intercambio de datos en la nube con el fin de servir mejor a la fiabilidad operativa, la seguridad y la eficiencia de los clientes. Con EcoStruxure, la espina dorsal digital que las empresas construyen hoy se adaptará de forma flexible a mediciones, supervisión y control más sofisticados, a medida que las empresas crezcan y cambien con el tiempo.
Con la incorporación de tres nuevos productos, la oferta de camiones eléctricos de Volvo Trucks puede hacer una contribución importante para reducir el impacto climático de los transportes terrestres. “Cada vez más empresas de transporte se están dando cuenta de que necesitan comenzar la electrificación de sus flotas ahora mismo, ya sea para cuidar el medio ambiente como para satisfacer la demanda de un transporte sostenible por parte de los consumidores. Con nuestra amplia oferta de productos, es totalmente factible que muchas más empresas de transporte se vuelvan eléctricas”, dice Roger Alm, Presidente de Volvo Trucks.
Incorporación de tres nuevos camiones pesados a la gama eléctrica
Con el inicio de las ventas de los nuevos modelos eléctricos Volvo FH y Volvo FM, el transporte electrificado ahora es posible no solo para las áreas urbanas sino también para el tráfico regional entre ciudades europeas. Además, el nuevo modelo eléctrico Volvo FMX permite operaciones más silenciosas y limpias en la industria de la construcción.
La producción de estos 3 nuevos modelos eléctricos para Europa comenzará en la segunda mitad de 2022, sumándose a la ya existente oferta de camiones eléctricos para el transporte urbano: el Volvo FL Eléctrico y Volvo FE Eléctrico, que se producen en serie desde 2019 para el mismo mercado. En América del Norte, las ventas del Volvo VNR Eléctrico comenzaron en diciembre de 2020.
Con el inicio de las ventas de los nuevos modelos de camiones, Volvo Trucks ahora tiene una línea de seis camiones eléctricos de mediana y larga distancia, lo que lo convierte en el fabricante más completo de vehículos eléctricos comerciales de la industria.
Cubrir casi la mitad de las necesidades de transporte de la UE
Con la incorporación de los nuevos productos con mayor capacidad de carga, más potentes y con una autonomía de hasta 300 km, la cartera de productos eléctricos de Volvo Trucks podría cubrir alrededor del 45% de todas los bienes transportados en Europa en la actualidad*. Esto permite hacer una contribución importante para reducir el impacto climático de los transportes de cargas, que según las estadísticas oficiales, representan alrededor del 6% de las emisiones totales de CO 2 en la UE.
“Existe un enorme potencial para electrificar los transportes de camiones en Europa, y también en otras partes del mundo en un futuro muy cercano”, dice Roger Alm. “Para demostrar esto, nos hemos fijado el ambicioso objetivo de que los camiones eléctricos representen la mitad de nuestras ventas en Europa para el año 2030. Y estos tres nuevos camiones pesados que estamos lanzando ahora marcan un paso gigante para alcanzar este objetivo”.
Camiones eléctricos a celdas de hidrógeno están próximos
De cara al futuro, incluso los transportes pesados de larga distancia podrán realizarse con vehículos eléctricos. Para satisfacer las exigentes demandas de alta capacidad de carga y un rango mucho más largo, Volvo Trucks planea usar celdas de combustible de hidrógeno para generar electricidad.
“Esta tecnología se está desarrollando rápidamente y nuestra ambición es también electrificar las largas distancias de conducción, utilizando tanto baterías como pilas de combustible”, afirma Roger Alm. «Nuestro objetivo es comenzar a vender camiones eléctricos de celda de combustible en la segunda parte de esta década y estamos seguros de que podemos hacer que esto suceda».
Oferta de vehículos eléctricos de Volvo Trucks para Europa:
Volvo FH Eléctrico, para transporte regional e interurbano.Volvo FM Eléctrico, un camión versátil para transporte local pesado y distribución regional.Volvo FMX Eléctrico, para un transporte de construcción más limpio y silencioso.Volvo FE Eléctrico, para distribución local y urbana, transporte de residuos.Volvo FL Eléctrico, para distribución local y urbana.
El programa también incluye el Volvo VNR Electric para el mercado norteamericano.
Datos técnicos:
Volvo FH , FM y FMX Eléctrico : Autonomía de hasta 300 km. Potencia continua 490 kW. Par máximo 2400 Nm. Capacidad de la batería hasta 540 kWh. Peso bruto combinado (PBTC) hasta 44 toneladas.Volvo FE Electric : Autonomía de hasta 200 km. Potencia continua 330 kW. Par máximo hasta 850 Nm. Capacidad de la batería hasta 264 kWh. Peso bruto combinado (PBTC) 27 toneladas.Volvo FL Electric : Autonomía de hasta 300 km. Potencia continua 165 kW. Par máximo hasta 425 Nm. Capacidad de la batería hasta 396 kWh. Peso bruto combinado (PBTC) 16 toneladas.
* Según las estadísticas de Eurostat “Transporte de carga por rutas” (2018), el 45% de todas los productos transportados en ruta en Europa recorrió una distancia de menos de 300 km.
Según datos de la CACE (Cámara Argentina de Comercio Electrónico), tan solo en Argentina el e-commerce creció un 124% en 2020. Sin dudas este fenómeno está relacionado con el boom de las compras online en un contexto de cuarentena y confinamiento. Esto tiene consecuencia directa en una de la áreas responsable de este proceso: la logística.
“La logística es una herramienta, un brazo ejecutor de los cambios culturales, comerciales y estratégicos que están ocurriendo en el mundo. El ecommerce está transformando la forma en la que se vende y acercando productores a consumidores: el mundo se encamina a una mayor logística y a menor intermediación. Antes había una larga e inevitable cadena: productor, distribuidor mayorista, distribuidor minorista, punto de venta, consumidor, porque no había forma de llegar de forma directa.” comenta Hernán Sánchez, Director Comercial de Celsur, compañía especializada en servicios logísticos.
Los intermediarios eran la forma de llegar al lugar al que había que llegar en tiempo y forma. “La globalización redujo la cantidad de lugares donde se producen las cosas, pero multiplicó el intercambio de comercio y eso representó un crecimiento exponencial de la logística, porque hay que transportar más. Eso generó, además, economía de escala y un gran beneficio para el mundo en general en términos de costo.” explica Sánchez.
En un contexto de pandemia que aceleró la industria, tuvo lugar una preponderancia de la actividad logística mucho más fuerte. La globalización hace que cualquier mejora de servicio en cualquier lugar del mundo, rápidamente se extrapola al resto. Esta explosión del e-commerce exige “procesos que requieren de servicios logísticos asociados cada vez más aceitados y más eficientes. La logística va hacia ello, una mirada mucho más en lo que se entiende b to c, el business to customer, a lo que era la logística tradicional de b to b. Tiene un impulso muy grande, en todas las técnicas y tecnologías de e-commerce.
El ecommerce sin dudas es el gran disruptor en la época y la logística es el motor. Hoy no se concibe una plataforma de e-comerce, un marketplace, que no esté soportado por un modelo logístico eficiente. La logística va hacia eso, en todas las áreas.” comenta el Director Comercial de Celsur.
Con la pandemia, los cambios también tuvieron que ver con la rápida adopción de protocolos y cuidados. “En el caso de Celsur, hemos tomado medidas por las normas y certificaciones con las que trabajamos. Hubo mucho intercambio de información, con nuestros clientes que son todos multinacionales y con la cámara. Eso nos retroalimentó en todo lo que tuvo que ver con la protección de nuestra gente y nos permitió seguir operando desde el primer día.“ explica Marcelo Ormachea, Gerente General de Celsur. “En términos generales, lo que hay que pensar es que nuestra actividad es la actividad de nuestros clientes: yo no puedo generar un auto más para distribuir. Entonces, se va a ver cierta disparidad en los operadores, y a nivel global lo mismo en el 2020, porque ha habido actividades que siguieron operando en el primer momento, y ha habido actividades que realmente han tenido un problema serio de actividad porque fueron cerradas” comentó el ejecutivo.
Más allá de la pandemia, se estima que el mercado de la logística seguirá creciendo, de la mano de tecnologías e innovaciones como el blockchain, que se van perfeccionando. “Hoy la logística, se metió en la sociedad de una manera totalmente horizontal. Hoy las personas conviven con la logística.” finaliza Sánchez.
La continuidad del conflicto en Neuquén que paraliza la actividad petrolera en Vaca Muerta y en la mayoría de los yacimientos de la provincia empieza a arrojar indicadores cuantitativos para medir el impacto que la crisis tendrá en el sistema energético nacional. Según un relevamiento realizado por EconoJournal entre las principales productoras de gas, las compañías advierten que por la imposibilidad de seguir perforando y completando pozos de gas en la cuenca inyectarán, en algunos casos, hasta un 15% menos del gas que se habían comprometido a producir en julio bajo el paraguas del Plan GasAr, la iniciativa oficial para estimular la inyección del fluido.
«Desde hace dos semanas estamos totalmente paralizados. No podemos perforar ni fracturar pozos ya perforados. Veníamos con un calendario muy justo porque el Plan Gas se puso en marcha recién en enero. Si el conflicto no se soluciona esta semana, seguramente inyectemos en julio hasta un 15% menos del gas que nos habíamos comprometido«, explicó el vicepresidente comercial de una petrolera con activos en la cuenca Neuquina.
Frente a ese pronóstico desalentador, Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), decidió reforzar la importación de combustibles líquidos (gasoil) para cubrir la demanda las centrales de generación en los meses de frío a raíz. Esta semana presentó un tender internacional para adquirir tres cargamentos de gasoil a fines de mayo y principios de junio. Cada uno de esos barcos costará unos US$ 23 millones que no estaban contemplados en el presupuesto original del Estado, por lo que provocará un salto de los subsidios que recibe el sector. Resulta inentendible que, con estos números en la mano, el gobierno nacional no reaccione con mayor protagonismo para solucionar el conflicto.
Bloqueos
El conflicto traccionado por un sector de autoconvocados del Salud, que motoriza desde hace 14 días más de 20 bloqueos en simultáneo en rutas de la provincia, no parece estar cerca de una resolución. Al contrario, la crisis se extiende hace otras provincias (esta semana se sumó al reclamo un grupo de salud de Río Negro) y cuenta con un amplio respaldo entre la ciudadanía neuquina.
De cara a lo energético, los técnicos del gobierno descuentan que la oferta de gas disponible en el sistema en el invierno será menor que la proyectada. De ahí la decisión de Cammesa de comprar tres cargamentos de 50.000 m3 de gasoil, el combustible de reemplazo que se utiliza cuando no hay disponibilidad de gas.
Los productores australianos de litio Orocobre y Galaxy se fusionarán para crear lo que afirman será la quinta compañía de productos químicos de litio más grande del mundo, con un mercado valorado en alrededor de 4.000 millones de dólares australianos y operaciones de litio en Australia, Chile, Argentina, Canadá y Japón.
Aunque cotiza en el mercado de valores australiano, la empresa fusionada tendrá su oficina central en Buenos Aires, Argentina, con una sede corporativa en la costa este de Australia y una oficina en Perth. Puede cambiar su nombre de Orocobre, aunque eso aún no se ha confirmado.
El litio es uno de los componentes centrales de las baterías de iones de litio. Con la creciente electrificación del transporte y con las baterías a gran escala jugando un papel cada vez más central en las redes eléctricas de energía renovable, se espera que la demanda de litio aumente en esta década. Australia es, con mucho, el mayor productor de litio del mundo, seguido de Chile.
Hay dos métodos generalizados para extraer litio: extraer el concentrado de espodumena de mineral de litio de la roca dura y extraer el carbonato de litio de la salmuera, que generalmente se encuentra en los lagos salados del interior, particularmente en América del Sur.
La empresa fusionada utilizará ambos métodos, con minas de roca dura en Mt Caittlin, Australia Occidental, y James Bay en el noreste de Canadá, y operaciones de salmuera en Olaroz y Naraha en Chile, y Sal de Vida en Argentina.
Las dos empresas cotizan en ASX y tienen un tamaño similar (Orocobre es un poco más grande, con una capitalización de mercado de alrededor de 2.200 millones de dólares australianos frente a los $ 1.800 millones de Galaxy), y el acuerdo se presenta como una «fusión de iguales». Pero, en realidad, Orocobre parece tener la ventaja en el trato. El propio Galaxy se disolverá y los accionistas recibirán acciones en Orocobre equivalentes a sus participaciones accionarias actuales. El consejero delegado de Orocobre, Martín Pérez de Solay, será el consejero delegado del nuevo negocio.
El director ejecutivo de Galaxy, Simon Hay, será el presidente de negocios internacionales de la nueva empresa y reportará a Pérez, quien tendrá su sede en Buenos Aires, Argentina. El presidente de Galaxy, Martin Rowley, presidirá la nueva empresa, con el presidente de Orocobre, Robert Hubbard, como vicepresidente. Ambos acordaron dimitir dentro de los 12 meses posteriores a la fusión.
Rowley dijo que la fusión tenía el «potencial de ser una oportunidad significativa de creación de valor para los accionistas de Galaxy y Orocobre. Las oportunidades de crecimiento de la entidad fusionada tanto en salmuera como en roca dura la posicionan de manera única para aprovechar la creciente demanda de litio del sector de los vehículos eléctricos”.
Hubbard dijo: “La lógica de esta fusión es convincente. Tanto los accionistas de Orocobre como de Galaxy se beneficiarán de la diversificación, el crecimiento y la escala de una de las cinco principales empresas de productos químicos de litio del mundo”.
Según los propios cálculos de las dos empresas, la fusión la convertirá en la quinta empresa de productos químicos de litio más grande del mundo, solo detrás de la china Ganfeng, la estadounidense Albemarle, la chilena SQM y la china Tianq.
Las emisiones de dióxido de carbono (CO2), que se redujeron un histórico 5,8% el pasado año por la crisis, subirán en 2021 un 4,8% y rozarán su pico de 2019 a causa del aumento del consumo carbón en los grandes emergentes, como China e India, muy superior a la expansión de las renovables. Un informe publicado por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) destaca que el aumento del 4,5% del consumo de carbón este año representará un 60% más que la contribución adicional de todas las renovables juntas al alza de la demanda energética.
Una demanda que subirá en conjunto un 4,6%, lo que compensará con creces el descenso del 4% de 2020, y procederá en un 70% de los países en desarrollo. Allí se sobrepasará en un 3,4% el volumen alcanzado en 2019, antes de que hiciera mella la Covid, mientras que en el mundo desarrollado la recuperación de esa demanda no será total, al menos en 2021, y se quedará un 3% por debajo.
«Las emisiones globales de carbono crecerán 1.500 millones de toneladas este año impulsadas por el uso de carbón en el sector eléctrico. Es una advertencia terrible de que la recuperación económica de la crisis de la Covid es cualquier cosa menos sostenible para nuestro clima«, subrayó el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol.
China se refuerza como primer emisor de CO2
China supondrá, por sí sola, un 55% del aumento del consumo de carbón en todo el mundo este año y aportará 500 millones de toneladas adicionales de CO2 (un 5,1% más), con lo que se situará un 6% por encima del nivel de 2019. En la práctica, eso significará que con 10,49 gigatoneladas su peso relativo en las emisiones del principal gas de efecto invernadero vinculadas a la energía aumentará hasta suponer un 31,8% del total, cuando en 2019 representaba menos del 30%.
Muy por detrás quedará Estados Unidos, que con un 13,5% del CO2 reduce un año más su cuota, como también lo hace, y de forma aún más acusada, la Unión Europea, hasta el 7,3%. Más atrás, pero pisándoles los talones a los Veintisiete, las emisiones de India -otro gran consumidor de carbón, como China- se dispararán un 9,3% en un año hasta 2,35 gigatoneladas, un 7,1% del conjunto mundial.
El carbón es el verdadero agujero negro del calentamiento global y el principal factor que marca su evolución es la demanda de electricidad en China: las centrales que en ese país utilizan el carbón para generar electricidad suponen en torno a un tercio del consumo de ese mineral en todo el mundo.
Desde la factoría de Loramendi en Vitoria se ha iniciado la fabricación de motores para Porsche.
Las energías renovables habían sido las únicas que habían conseguido eludir caídas en 2020 en la mayor recesión de los tiempos modernos, con un aumento del 3% gracias a su cada vez mayor competitividad en la producción de electricidad frente a otras fuentes. Este año, esa dinámica se acelerará con una expansión en el sector eléctrico que permitirá a las renovables acercarse al 30% de la producción eléctrica, frente al 27% de 2019.
China encabezará las nuevas capacidades de electricidad renovable, con la mitad del conjunto mundial, y si se le suman las otras grandes economías emergentes y los países en desarrollo sumarán casi el 80%. En términos absolutos, la eólica será la que más contribuirá a la expansión de esas capacidades, con una progresión de 275 teravatios hora y del 17% en términos interanuales. La solar fotovoltaica subirá con 154 teravatios hora, un 18%.
La aviación lastra el consumo de petróleo
La demanda de petróleo se hundió un 8,8% en 2020 por las medidas de restricción a los desplazamientos para evitar los contagios de coronavirus, ya que el transporte absorbe alrededor del 60% del crudo. La mejora de la situación económica será el vector de una recuperación parcial del 6% en 2021 que mantendrá la demanda global de petróleo un 3,2% por debajo de los niveles de 2019.
Eso se explica por el mantenimiento de restricciones a los movimientos, que afectan sobre todo a la aviación, cuya actividad se prevé que en diciembre siga siendo un 20% inferior a la que había dos años antes. Por el contrario, el consumo de gas natural subirá un 3,2% este ejercicio y dejará atrás las pérdidas del 1,9% en 2020.
Las empresas de la industria alimenticia tendrán un incremento de hasta un 130% en el gas a partir del 1º de mayo. Es porque los grandes usuarios deben renovar los contratos anuales de abastecimiento de gas con petroleras y comercializadoras que vencen a fines de abril. Los socios de Acigra, la cámara que nuclea a los grandes consumidores de gas, descontaban una fuerte suba en el precio del hidrocarburos porque el año pasado, a raíz de la brusca caída del PBI, la demanda de gas cayó fuertemente y destruyó la señal de precios. Un rebote era inevitable.
Sin embargo, la recomposición del valor del gas para el sector industrial, que se descontaba en el mercado, se aceleró aún más por la puesta en marcha del Plan GasAr, el plan de estímulo que implementó el gobierno para promocionar la oferta de gas. Uno de los efectos indirectos de esa iniciativa fue la homologación del precio del gas para industrias con el importe estímulo que fijó el gobierno, que ronda los 3,55 dólares por millón de BTU.
A raíz de eso, las compañías alimenticias, que son grandes demandantes de gas, tendrán un incremento en el gas que llega hasta un 130%, según un relevamiento realizado por este medio entre empresas del sector. Por caso, uno de las tres mayores compañías lácteas del país tendrá un un aumento del 112% en el precio del gas. Hasta este mes pagaba, en promedio de todo el año, US$ 1,55 por millón de BTU. A partir de mayo pasará a abonar US$ 3,27 por millón de BTU. A su vez, un frigorífico fabricante de hamburguesas ubicado en el Gran Rosario registrará un incremento del 90%, ya que pagaba US$ 1,85 por el gas y ahora abonará US$ 3,50 por millón de BTU. También el incremento lo sentirán todas las cerealeras. La empresa Cargill, por caso, tendrá una suba en el precio cercano al 100 por ciento.
Impacto inflacionario
El fuerte salto en el precio del gas de las empresas alimenticias se traducirá, sin embargo, en un impacto dispar. Según un relevamiento realizado hace algunos años por la Secretaría de Industria, el costo del gas incide en la mayoría de las industrias en el orden del 3% al 5%, aunque existen casos en los que el impacto puede ascender al 10%. Esto sin contar a las compañías petroquímicas, en las que el impacto es es mayor porque utilizan al gas no como combustibles sino como materia prima para su producción.
¿Por qué aumenta el gas?
El gas está aumentando en este sector porque los contratos que establecen las compañías alimenticias con productores o comercializadores del fluido, que se suelen firmar entre el 1° de mayo y el 30 de abril de cada año, vencen a fin de este mes. Lo que está ocurriendo ahora es que se están tomando como referencia para los nuevos contratos los precios definidos en el Plan GasAr, que tiene un valor de US$ 3,55 por millón de BTU en promedio anual y esto implica un aumento respecto a los precios que estaban vigentes.
El precio del gas desde el año pasado estaba definido en un escenario de pandemia, donde sobraba el producto por la caída del consumo. En este contexto, lo que terminó ocurriendo es que las industrias, en este caso la alimenticia, accedieron en 2020 a un precio del gas muy barato que se ubicó en alrededor de US$ 1,50 por millón de BTU.
Estos contratos con precios muy bajos se pudieron llevar adelante porque había mucha cantidad de gas disponible en el mercado por la baja de la actividad económica, que tuvo una caída del PBI de casi el 10% en 2020. Para este año, con la relativa puesta en marcha de la actividad económica y la implementación del Plan GasAr, se descontaba que iba a haber un incremento en el precio del gas para estas industrias. A esto también se suma que hay una incipiente ausencia de gas en el sistema, que provoca una presión al alza en el precio.
La petrolera anglo-holandesa anunció en 2020 el objetivo de invertir el 35% de su presupuesto global anual en nuevas energías y reducir su huella de carbono en un 65% para 2050, y acaba de presentar su estrategia de transición energética. También anuncia que dedicará entre el 30% y el 35% de su presupuesto anual de investigación y desarrollo (I+D) al desarrollo renovable a partir de este año. Esto no es nuevo en Europa: en España, por ejemplo, Shell ha firmado ya varios PPAs sobre plantas solares.
Araújo ha explicado que la empresa debe cerrar acuerdos de colaboración para desarrollar plantas fotovoltaicas , y ya ha solicitado la autorización de diferentes proyectos a la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel).
Además, el grupo también está estudiando inversiones en energía eólica marina en el país. Esta es una de las prioridades de Shell a nivel mundial y la petrolera ya tiene proyectos de este tipo en el Mar del Norte y en Estados Unidos. El pasado verano, Shell y Eneco ganaron una licitación para construir una planta de energía eólica de 759 MW en Países Bajos. “Estamos discutiendo si poner a Brasil como prioridad [para los proyectos eólicos marinos] ya en estos próximos años. Seguimos las discusiones sobre el marco regulador y sobre posibles autorizaciones y subastas, en las que no descartamos participar”, añadió Araújo.
El rendimiento de las refinerías chinas el mes pasado promedió 14,08 millones de bpd, un aumento del 19,7 por ciento en el año gracias a la recuperación de la demanda de combustibles y al abastecimiento de China de productos terminados antes de que comience la temporada de mantenimiento.
Reuters informa que la cantidad total de crudo que pasó por las refinerías chinas durante marzo fue de 59,79 millones de toneladas, y si bien fue un aumento sustancial en el año, fue menor que el rendimiento de las refinerías chinas durante los primeros dos meses del año. El rendimiento total de la refinería para el primer trimestre fue de 174,04 millones de toneladas, un 16,5 por ciento más alto que el total del primer trimestre de 2020, cuando China estaba en las garras de la pandemia.
El aumento del rendimiento de la refinería fue posible gracias a un fuerte aumento de las importaciones de petróleo crudo el mes pasado. Con un 21 por ciento, el aumento anual de las importaciones prestó cierto apoyo a los vacilantes precios del petróleo, aunque el efecto se desvaneció relativamente rápido, especialmente cuando los informes señalaron que el promedio de marzo en las importaciones fue menor que el promedio de febrero, lo que sugiere una inversión pendiente de la tendencia. De hecho, cuando comience la temporada de mantenimiento, lo más probable es que las importaciones disminuyan.
La refinación de petróleo se ha convertido en una de las industrias de más rápido crecimiento en China después de que el gobierno permitió que empresas privadas establecieran refinerías. Las refinerías privadas, comúnmente conocidas como teteras, se convirtieron en el motor de las crecientes importaciones del país y la producción de combustibles que socavó los márgenes de otras refinerías asiáticas. Sin embargo, también contribuyeron a lo que ahora se ha convertido en un exceso de capacidad de refinación.
Bloomberg informó a principios de este mes que Beijing está tomando medidas para frenar este exceso de capacidad. Por ahora, estos implican una serie de inspecciones en más de 50 refinerías privadas, que comenzarán esta semana. Esta represión podría resultar en cierres de refinerías, lo que, a su vez, afectaría negativamente las importaciones y los precios internacionales del petróleo.
En los próximo cuatros meses entrarán en operación comercial 670,9 MW de potencia generada a través de parques solares y eólicos. Se trata de 298,2 MW generados por cuatro proyectos eólicos, 351,5 MW producidos a partir de siete parques solares y 21,2 MW que suman distintas plantas de biogás y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos. Los datos surgen del Informe Mensual de Generación Renovable Variable que elabora Cammesa y la Programación Estacional que diagrama la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico del país. Luego de esto, Cammesatiene previsto que ingrese poca generación renovable al Sistema Interconectado Nacional.
Se trata de la entrada en operación comercial prevista por Cammesa hasta octubre de proyectos del ProgramaRenovar y de los acuerdos entre privados del Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).
Dentro de los siete parques solares, cuatro están ubicados en la provincia de San Juan (dos de estos son ampliaciones de parques inaugurados este año), dos en Salta y uno en Catamarca. Mientras que se inaugurarán dos parques eólicos en Chubut, uno en Santa Cruz y uno en Buenos Aires. Las plantas de biogás y de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) próximas a la operación comercial están en las provincias de Córdoba, San Juan, Buenos Aires, Santa Fe y Santiago del Estero.
Los 4 parques eólicos (298,2 MW):
–Parque Eólico Loma Blanca VI: operará desde el 21 de abril con 102,4 MW. Pertenece a la empresa china Goldwind y es de la Ronda 1.5 del Renovar y queda en la provincia de Chubut.
– Parque Eólico Cañadón León: A partir del 15 de mayo sumará 122 MW de potencia licitada en la Ronda 2 del programa Renovar. Pertenece a la compañía YPF Luz y queda en la provincia de Santa Cruz.
–Parque Eólico Kosten: operación comercial desde el 21 de mayo. Es de la firma española Grenergy y sumará 24 MW. Es de la Ronda 1 y queda en Chubut.
–Parque Eólico Los Teros II: Este proyecto de YPF Luz entra en operación el 21 de mayo con 49,80 MW y forma parte de la segunda etapa del parque, que contará en total con 175 MW. Está ubicado en la provincia de Buenos Aires y tiene contratos del Mater.
Los 7 parques solares (351,5 MW):
–Parque Solar Anchipurac: entra en operación el 21 de abril en la provincia de San Juan. Es una ampliación de 0,77 MW de potencia que se suman a las inauguradas (total 3 MW) y está bajo la modalidad Mater. Pertenece a EPSE de la provincia de San Juan.
– P.S. Guañizuil II A: El 15 de mayo sumará 100 MW. Pertenece a las compañías noruegas Scatec y Equinor y está ubicado en San Juan.
–P.S. La Puna: entra en operación el 21 de junio con 100 MW. Pertenece a la firma Fieldfare. Es de la Ronda 1 del programa Renovar y está en la provincia de Salta.
–P.S. Altiplano I: operará desde el 21 de junio con una generación de 100 MW de potencia. Es un proyecto de la compañía francesa Neoen, pertenece a la Ronda 2 y está en la provincia de Salta.
–P.S.Los Zorritos: Ingresará 49,5 MW el 15 de julio desde la provincia de Catamarca (Ronda 2). Pertenece a la compañía Latinoamericana de Energía.
–P.S. Tamberías: es una ampliación de 0,30 MW que entra en operación el 21 de julio (el proyecto fue inaugurado en marzo por un total de 3,6 MW). Es de la compañía Latinoamericana de Energía, tiene contratos del Mater y está ubicado en San Juan.
–P.S. Los Diaguitas II: comienza la operación comercial el 21 de julio sumando 1 MW mediante el Mater, pertenece a la compañía Latinoamericana de Energía y está en San Juan.
Los 11 proyectos de biogás y PAH (21,2 MW):
-PAH Cruz del Eje (1 y 2): El 24 de abril ingresan 0,6 MW (0,3 MW cada uno). Queda en Córdoba (Ronda 2).
-P.A.H. Boca del Río (1 y 2): El 24 de abril ingresan 0,6 MW (0,3 MW cada uno). Son de la Ronda 2 y quedan en Córdoba.
-P.A.H. Salto de la Loma: Ingresa el 24 de abril con 0,6 MW licitados en la Ronda 2. Está ubicado en San Juan.
-C.T. de biogás Arrebeef Energía: Entra en operación comercial el 15 de mayo con 1,5 MW y queda en Buenos Aires (Ronda 2).
– C.T. de biogás General Villegas: Operación comercial desde el 21 de mayo con 1,2 MW en Buenos Aires (Ronda 2).
– C.T. de biogás de relleno sanitario (BRS) González Catán: Sumará el 22 de mayo 5 MW en Buenos Aires (Ronda 2).
– C.T. de biogás Pollos San Mateo: El 1° de julio ingresará 2,4 MW (Ronda 2) en Córdoba.
– C.T. (BRS) Ricardone II: Suma 3,1 MW el 9 de julio desde la provincia de Santa Fe (Ronda 2).
-C.T. Bombal Biogás: El 30 de agosto suma 1,2 MW de potencia en Santa Fe (Ronda 2).
– C.T. de biogás El Mangrullo: El 22 de septiembre suma 2 MW desde Buenos Aires (Ronda 2).
-C.T. de biogás Santiago Energías Renovables: El 10 de octubre sumará 3 MW en Santiago del Estero (Ronda 2).
El secretario de Energía, Darío Martínez confirmó el jueves pasado en el Club del Petróleo que están avanzando en la redacción de una norma destinada a garantizar exportaciones de gas en firme a Chile durante el verano. Fuentes privadas y del gobierno explicaron a EconoJournal que la intención oficial es realizar una consulta previa antes de aprobar el régimen de exportación que estará vigente entre el 1 de septiembre y el 30 de marzo de 2021.
En esa instancia las industrias, distribuidores, generadoras y otros agentes del mercado podrán cruzar los permisos de exportación presentados por los productores de gas a la Secretaria de Energía y de esa manera, solicitar prioridad para acceder al gas local en algún momento particular del verano donde consideren que la demanda será mayor. Pasada esa instancia, si los permisos de exportación no son impugnados, serán autorizados con transporte firme y ya no podrán ser revertidos. En ese caso, los actores que requieran ese gas deberán reemplazarlo con combustibles líquidos.
«Vamos a seguir apostando por el Plan GasAr porque es una excelente herramienta. En estos momentos estamos redactando el reglamento de exportaciones estivales en firme, que era uno de los compromisos que tenía el plan para aquellos que licitaban y participaban. Queremos seguir avanzando», sostuvo Martínez en el Club del Petróleo.
En el sector hay consenso sobre la necesidad de generar las condiciones para exportar el gas excedente durante el verano. La incógnita a despejar es cómo se resolverá el abastecimiento de gas en durante los días de mucho calor en los centros urbanos, en los cuáles el parque de generación termoeléctrica absorbe todo el gas disponible para cubrir la expansión de la demanda eléctrica.
Un esquema similar al petrolero
En el caso del petróleo la demanda interna también tiene prioridad, pero esa situación se resuelve con una instancia previa a la exportación en la que los operadores que demandan crudo para el mercado local pueden cruzar ese permiso de exportación del productor que quiere exportar y reclamar la prioridad.
En el mercado de gas la situación es más compleja porque son exportaciones que se deben planificar con más tiempo. Por lo tanto, no se puede replicar el esquema del petróleo. Sin embargo, la secretaría de Energía busca implementar un sistema con algunos puntos de contacto.
El objetivo oficial es que exista una instancia donde la industria y los distribuidores locales puedan reclaman prioridad, pero no regirá antes de cada exportación sino en una consulta previa al período de exportación estival.
En este caso, la consulta será en agosto y quien no reclame prioridad en ese momento luego no tendrá posibilidad de hacerlo y se podrán cerrar contratos de exportación en firme para el período que va del 1 de septiembre al 30 de marzo.
Comenzó como el malestar de algunos trabajadores de salud tras el acuerdo salarial firmado por ATE y UPCN el 26 de febrero y escaló a «conflicto político». Hoy Neuquén superó diez días de cortes de ruta consecutivos, padece desabastecimiento de combustibles y alimentos y la producción en Vaca Muerta está frenada. El gobernador Omar Gutiérrez, en tanto, nada ha dicho en más de 50 días de conflicto.
Para la docente y politóloga María Esperanza Casullo, la crisis tiene como desencadenante “30 años de desgaste del sector público en la provincia”, agravado por un contexto de pandemia donde la sociedad tendió a mirar (y apoyar) más a la salud. Casullo se posicionó en la escena nacional con su libro “¿Por qué funciona el populismo?” en el que visibiliza categorías y dinámicas que permiten interpretar el presente y pasado reciente de la Argentina.
Como neuquina, conoce a los actores políticos que participan del conflicto que tiene frenada desde hace 10 días la actividad petrolera en Neuquén, a punto tal que el secretario de Energía, Darío Martínez, admitió que “si el conflicto se extiende complicará la producción de gas para el invierno y el cumplimiento del Plan Gas Ar”, la iniciativa que puso en marcha el gobierno nacional para garantizar el abastecimiento del fluido en los meses de frío.
Aún así, en una entrevista con EconoJournal, Casullo advierte: “Si el gobierno decidiera pedir la intervención de fuerzas federales o liberar los cortes por la fuerza en el contexto del coronavirus habría una reacción adversa muy fuerte”, anticipó.
Durante el fin de semana, representantes de la gobernación provincial intentaron acercar posiciones conlos delegados de los sectores “autoconvocados” en una instancia de mediación convocada por el Ministerio Público Fiscal.
¿Lo analizás como un conflicto gremial, con sus correspondientes derivaciones, o tenemos que hablar de una crisis política?
Es un conflicto político. Es una crisis en el sentido de que ya, por las características, ha salido del ámbito sindical. Todavía no es una crisis política porque no ha habido involucramiento de otros actores por fuera de los representantes de los trabajadores y el gobierno. Aún no vi a los partidos de la oposición ni a la Justicia, más allá de esta postura rara del fiscal como mediador. Tampoco se ve hasta ahora un involucramiento del gobierno nacional, pero probablemente estas cosas tengan que suceder en la semana que viene porque no me parece que sea sostenible la dinámica así como se da con un contexto de colas en los surtidores, falta de combustible.
¿Se puede inscribir este conflicto dentro de la tradición protestas y movilizaciones que caracteriza a Neuquén?
Este es un conflicto muy en línea con la historia de salud. A mí me ponen un poco nerviosa algunas interpretaciones que he escuchado respecto de que es una interna de salud. Hay un componente que agrava este conflicto que es el hecho de la fragmentación sindical al interior de salud donde no hay un solo gremio con el que negociar como en educación, donde el único interlocutor es ATEN. Pero eso me parece bastante miope decirlo porque esto se inscribe en una historia de conflictos similares en Neuquén que comienzan en la década del 90 y que hablan de un malestar y una crisis más sistémica en Neuquén. De ninguna manera se podría decir que es un conflicto aislado o que responde solamente a una cuestión interna del sindicato. Hasta ahora, la diferencia es que, a los sucesivos gobiernos, en cada uno de estos conflictos la fragmentación les había ayudado y habían podido contenerlos al interior del sistema de salud. Lo que cambia hoy es el contexto de la pandemia. El acompañamiento y solidaridad social hacia los trabajadores de la salud es mucho mayor al de los ‘90 cuando se veía como un conflicto de salud que no impactaba a otros sectores de la sociedad. Hoy se está mirando mucho más a la salud, venimos de un año de aplausos a los médicos, entonces ese contexto está cambiando la dinámica del conflicto.
De todas maneras, este sector pareciera despertar una mayor simpatía de la sociedad, en general, a diferencia de lo que ocurre con las huelgas docentes, por ejemplo.
Paradójicamente, si se los estudia desde afuera, las huelgas docentes generan menos simpatía en la sociedad, pero para el sector docente resultan más eficaces. Neuquén es una de las provincias con mejores sueldos docentes en el país, lo cual no significa que sean exageradamente altos. Acá es clarísimo el hecho de que la sindicalización unificada en la provincia permite tener espaldas para llevar adelante, como ocurrió hace unos años, hasta 42 días de paro aún frente al enojo de la sociedad. Y se ganan esos conflictos o los docentes, al menos, tienen la capacidad de negociar paquetes salariales que son relativamente buenos. En el sector salud ocurría al revés, la sociedad reaccionaba con más simpatía, pero eso no hacía que terminara en una mejora de las condiciones salariales. También quiero hacer énfasis en que los reclamos no son solo salariales, tienen que ver con 30 años del desgaste del sector público de la provincia. Porque la manera de los ‘90 de manejar estas tensiones ha sido, un poco como en la educación, promover el surgimiento de las opciones privadas. Lo que pasa es que esto también explotó en la pandemia. Hay una situación donde se le pide mucho más al sector público, el sector piensa que no se le dan los recursos necesarios y además siente que hoy sí tiene el apoyo de la sociedad para sostener un conflicto más prolongado. Yo no entiendo esta negativa de no negociar con el sector salud. En esta coyuntura me parece que tiene más para perder el gobierno que el sector salud.
«Hubo un mal cálculo (del gobierno) y no se vio el contexto de pandemia», afirmó Casullo.
¿Qué responsabilidad le asignás al gobierno? ¿No haber tomado el reclamo a tiempo, haberlo negado al principio pensando que era algo que se iba a descomprimir?
Me parece que acá hubo una cuestión de sostenimiento de prácticas. Como los reclamos, hasta ahora, se descomprimían, y lo hacían porque los profesionales de salud tienen una salida que es irse del sistema público, pasar a ser part time, frente al cansancio y los malos sueldos. La situación se descomprimía sola, vía exit. El tema es que hubo un mal cálculo en pensar que esta situación se iba a ir descomprimiendo sola y no se vio el contexto de pandemia, que para mí lo cambia todo. Es muy difícil. También es cierto que el gobierno está presionado en muchos frentes. Es un año de pocos recursos fiscales, de aumento inflacionario, no es fácil encontrar los recursos para dar respuesta a estos reclamos. Pero el gobierno quedó preso de esa lógica y también hubo una falla de cálculo del sindicato estatal y de pensar que es un sector que no tiene representación gremial. Es cierto, pero tiene una historia de movilización y que representa a una parte de los trabajadores de salud de Neuquén.
¿Dónde ves el rol del gobierno nacional y de la política nacional? ¿Debería involucrarse más?
Esa es la incógnita que, para mí, tiene que verse en las próximas semanas. Tampoco es una cuestión aislada de Neuquén. Hay paro en Córdoba, los trabajadores de salud de Río Negro anunciaron que también van a hacer cortes, hubo una serie de movilizaciones y paro de trabajadores de Buenos Aires. Esto alerta que no es un capricho sino que tiene que ver con una crisis del sistema de salud. Nadie se ha metido con el sistema de salud desde la década del 70 e involucra una serie de malas decisiones y una inercia. Lo que vemos es que la salud pública está desfinanciada, agotada, se han canalizado recursos al sistema privado que, en el contexto de la emergencia, tampoco han demostrado poder dar abasto. Tiene que entenderse como una crisis sistémica nacional, sino se van a seguir generando focos en las provincias. En el caso de Neuquén, más claramente aún porque los cortes afectan la producción de hidrocarburos y de gas necesaria para llegar con buen nivel al invierno. Pienso que en algún momento va a tener que venir, por lo menos, un llamado de teléfono para decir ‘resuelvan esto’.
El momento álgido de los conflictos en la provincia, y 2007 en esto fue paradigmático, solía ser un corte en Arroyito que frenaba un éxodo turístico. Hoy pareciera que se trasladó a los yacimientos y las rutas petroleras. ¿Ves un cambio ahí, se ha encontrado un lugar de presión más grande?
Si, sobre todo en el contexto de la pandemia donde el turismo no es una actividad económica central. Resulta más clave cortar los accesos a la ruta del petróleo. No es que solo lo hagan profesionales de salud, lo hacen los ceramistas de Zanon, los desocupados. Estas cosas tienen que ver con los repertorios de protesta de Neuquén, aprendidos de forma muy fuerte históricamente. Para cortar una ruta, tenés que cortar una que moleste. Ahí también estás metiendo otros jugadores, a las empresas petroleras, al gobierno nacional, a los funcionarios de Energía, y le das una dimensión nacional al reclamo. Creo que lo primero que tendría que suceder es que el gobierno no apueste a que esto se disgregue solo. Esto requiere hacer política, hacer una mesa de negociación y negociar como se hace con otros actores sindicales.
¿La actividad o la industria hidrocarburífera termina configurando una pata más del gobierno, un adversario?
Esa es otra cuestión interesante y una problemática específica, no solo de Neuquén, sino de las provincias patagónicas. Los gobiernos se ven a sí mismos como facilitadores de la industria hidrocarburífera. Claro, el tema es cuando los procesos de protesta social se dan utilizando como escenario estos lugares de explotación. Ahí los gobiernos aparecen como garantes de su funcionamiento normal. Esto tiene para mí matices peligrosos. Sobisch reprimió el corte en 2007 en el que asesinan a Carlos Fuentealba después de que la cámara de comercio (Acipan) pidiera el desalojo. Ahora veo un grado de queja menor. Escuchando las radios que, en general en Neuquén son bastante anti protestas, todos los comentarios decían ‘los cortes están mal, pero quiero dejar en claro que apoyo a los médicos’. Sería un error estratégico para mí que se intentara reprimir. He escuchado versiones sobre pedir que intervenga gendarmería y para mí sería un error muy fuerte porque, aunque hay una queja, si el gobierno decidiera pedir la intervención de fuerzas federales o liberar los cortes por la fuerza en el contexto del coronavirus habría una reacción adversa muy fuerte.
¿La estrategia del gobernador Omar Gutiérrez de no salir a hacer un fronting del conflicto es acertada?
La discusión no creo que sea hablar o no hablar. Tiene que ser abrir un proceso institucional de negociación con estos actores y responder algunas de sus demandas. Aparece como cierto empecinamiento en no negociar cuando hace tres meses se cerró la paritaria con ATEN, con otros gremios, ¿por qué sería diferente en este caso?
Dos años en general son un mundo en Argentina, más en un contexto de pandemia. Pero, si se resuelve el conflicto, ¿qué pasa con la imagen de la gobernación? ¿Pensás que tiene tiempo para dar vuelta la agenda y salir de esto con otra aprobación?
Sí, tiene tiempo, falta mucho para las próximas elecciones. También Neuquén es una provincia que tiene conflictos sindicales con frecuencia. No recuerdo el último gran paro de docente, pero no tuvo efecto, no es que no volvió el MPN a ganar elecciones. Esto está muy situado en el contexto de la pandemia. Lo más importante es que se resuelva y que pase la segunda ola lo mejor posible. El gobierno también tiene éxitos para mostrar, el plan de vacunación es bueno, Neuquén es de las provincias que más rápido viene aplicando las dosis. Creo que no hay que llevar adelante posturas tremendistas de que esto va a ser un colapso o que va a amenazar la gobernabilidad, siempre y cuando se abra un camino de negociación.
¿Y salpicar las elecciones nacionales?
Tienen como una dinámica muy propia y uno ve bastante reticencia de otros partidos a meterse. No hay uno que esté haciendo una gran plataforma intentando subirse al conflicto del sector salud. Depende de cuánto tarde en resolverse, pero la gente no tiene puesta la cabeza en las elecciones para nada.
Por fuera de lo político, ¿tiempo para reordenar el sistema y estar preparados para la segunda ola hay?
Eso es ya más ajustado. Neuquén está en una situación complicada porque es una provincia donde cayó la actividad económica, una en donde más subió la pobreza e indigencia. Es difícil la decisión de si se cierra más o menos. También es cierto que pareció que con la apertura turística parecía que se prendía fuego, pero no colapsó el sistema. No me gustaría ser quien tuviera que tomar ese tipo de decisiones, es un momento absolutamente crítico. Pero la prioridad debe ser ajustar el sistema de salud para el segundo pico y desarrollar lo que sea necesario para sostener a la sociedad neuquina y a los más vulnerables en caso de que hubiera que avanzar sobre la actividad económica.
La petrolera YPF subirá el precio de sus combustibles un 6% este fin de semana, segun confirmaron a EconoJournal fuentes cercanas a Presidencia de la Nación. La compañía ya había anticipado el viernes 12 de marzo que aplicaría un ajuste escalonado de 15% a lo largo de tres meses para financiar inversiones. El primer incremento de 7% promedio lo había aplicado el pasado 16 de marzo. Una vez que la petrolera controlada por el Estado Nacional aumente, el resto de las compañías -Axion, Raizen (Shell) y Puma- seguirá sus pasos.
Las restricciones por la nueva ola de coronavirus y el dato de inflación de 4,8% en marzo, difundido por el Indec este jueves, sembraron dudas sobre si se avanzaría con el plan previsto originalmente. Sin embargo, fuentes gubernamentales confirmaron la nueva suba.
El aumento de combustibles es clave para poder mantener los equipos de perforación y garantizar los volúmenes de producción de gas comprometidos en el Plan Gas.Ar. YPF es el principal jugador del mercado y es fundamental que pueda cumplir con el cupo previsto en el programa de estímulo de cara a un invierno que se avecina difícil en términos de abastecimiento del insumo.
La compañía ya había dejado claro en marzo que las subas de precios son esenciales para recomponer su margen de rentabilidad luego del alza de costos por la inflación y la fuerte suba que registró el precio del barril, el cual se disparó de 51,80 a 67 dólares (29,3%) desde comienzos de año.
El acuerdo se negoció a comienzos de marzo y la promesa oficial es que luego de aplicar este ajuste acumulado de 15% en tres meses no habrá más aumentos en el resto del año.
“Es necesario aplicar incrementos de los precios en los próximos tres meses en el orden del 15%, más el aumento que se puede producir por el alza del impuesto a los combustibles, de forma de generar el abastecimiento necesario de energía”, sostuvo el CEO de la firma, Sergio Affronti, cuando se presentó el plan de inversiones el 12 de marzo.
Inversiones
Para este año, la compañía informó que tiene previsto invertir 2700 millones de dólares, lo que representa un crecimiento del 73% respecto del año anterior. Casi el 80% de dichas inversiones estarán destinadas a aumentar la actividad y la producción de gas y petróleo en los yacimientos que opera la compañía. En el no convencional se estima invertir 1300 millones de dólares para la perforación de más de 180 pozos nuevos, lo que le permitirá sostener el liderazgo que hoy tiene en la formación Vaca Muerta.
También, se desarrollará un plan en el convencional con 800 millones de dólares de inversión con foco en la recuperación secundaria y terciaria. Se estima que sólo en terciaria, YPF va a invertir 120 millones de dólares, va a perforar 30 nuevos pozos inyectores e incorporar 10 nuevas plantas de polímeros a las 10 ya operativas.
Desde junio del año pasado, Y-TEC, la rama tecnológica de YPF y el Conicet, viene trabajando en un consorcio denominado H2ar que integran más de 40 empresas, con el fin de desarrollar un espacio de trabajo colaborativo entre los diferentes actores de la cadena de valor del hidrógeno. Desde hace unos años, el hidrógeno tomó un gran impulso a nivel global como un vector de energía con bajas emisiones de carbón, lo que lo convierte en una pieza fundamental en la descabornización industrial. En ese marco, a través de de sus recursos renovables y las importantes reservas de gas natural, Argentina cuenta con una gran oportunidad para la generación de hidrógeno y el consorcio creado por Y-Tec apunta a explorar y desarrollar ese camino.
“La idea de hacer un consorcio de empresas surge a partir de la necesidad de crear una economía del hidrógeno, desde el momento que hay empresas que quieren producirlo, otras que quieren transportarlo y otras que quieren consumirlo. Por lo tanto, la asociatividad es una herramienta que nos permite generar un activo común de información, conocer sobre qué infraestructura trabajamos y así saber qué oportunidades se les brinda a la Argentina. Son iniciativas para la acción, estamos poniendo sobre la mesa ideas de proyectos, de pilotos y eventualmente proyectos de escala. Es información para poder dar el paso”, señala Santiago Sacerdote, gerente general de Y-Tec, a EconoJournal.
Células de trabajo
El consorcio ofrece un espacio de trabajo colaborativo entre empresas que actúen o estén interesadas en participar en la cadena de valor del hidrógeno, desde la producción hasta la aplicación. Por ese motivo, se convocó a diversos actores: empresas automotrices, generadoras de energía eléctrica, transportadoras y distribuidoras de gas natural, refinadoras de petróleo y productoras y consumidoras de H2. Participan empresas como YPF, Pampa Energía, Teneris, Ternium, Profertil, TGN, TGS, Trafigura y Baker Hughes, entre otras.
La dinámica del consorcio seda a través de 7 células de trabajo que apuntan al estudio de escenarios para la producción, transporte y exportación de hidrógeno, así como la evaluación de oportunidades de aplicación específicas en campos de la movilidad, la industria, la red de gas natural y la energía eléctrica. Cada empresa puede participar en más de una célula.
La potencialidad que presenta Vaca Muerta lleva a que la producción de hidrógeno a partir del gas natural aparezca como un horizonte posible en el mediano plazo para la Argentina. Es lo que se conoce como “hidrógeno azul” y que se genera a partir del gas natural pero en cuyo proceso se captura y almacena el carbono. Se trata de un excelente producto de transición energética, si se tiene en cuenta que emite solo el 10% de carbono.
Otro de los proyectos en los que el consorcio viene trabajando es en el de la movilidad de transportes pesados como los camiones y los trenes. Con este fin, se iniciaron gestiones con el Ministerio de Transporte y el de Ciencia y Tecnología en un proyecto que apunta a la reconversión de los trenes diésel a hidrógeno.
En la actualidad, en la Argentina se producen y consumen 330.00 toneladas anuales de hidrógeno. Las actividades que más lo utilizan son la industria química para producir amoníaco y fertilizantes y la industria de refinería para la producción de metanol. Pero teniendo en cuenta la dimensión que va tomando el hidrógeno a escala global, uno de los objetivos del consorcio es que Argentina se inserte en ese proceso. «Estamos trabajando con una idea de fondo que es la de la exportación masiva de hidrógeno. Si lo hacemos bien y de forma temprana podemos ser parte de las cadenas globales de tecnología e industriales. Es ahí hacia donde queremos apuntar y ver qué desafíos tenemos que abordar hoy desde la investigación”, indica Sacerdote.
Hacia una Ley de Hidrógeno
Otro de los objetivos que se plantea el consorcio H2ra es consensuar un marco normativo que derive en una Ley de Hidrógeno que estimule y de sustento jurídico a su producción. Con ese fin es que el Consorcio fue convocado a los próximos encuentros del Consejo Social y Económico donde se creó una Mesa de Hidrógeno y en la que participan autoridades de los ministerios de Transporte, Ciencia y Tecnología, Medio Ambiente, Desarrollo Productivo y Cancillería. “Es una señal de que el Estado está tomando al hidrógeno como una de sus iniciativas de consenso a largo plazo”, remata Sacerdote.
El bloque del Frente de Todos continúa avanzando en la redacción de un nuevo proyecto de ley de biocombustibles para reemplazar a la norma que vence el próximo 11 de mayo. La última versión elaborada por el diputado santafesino Marcos Cleri, de estrecho vínculo con Máximo Kirchner, a la que accedió EconoJournal, establece una fórmula de determinación de precios que tendrá en cuenta el tamaño de las plantas y los insumos de origen. A su vez, baja el porcentaje de corte y contempla la posibilidad de que la autoridad de aplicación aplique una reducción todavía mayor para evitar una escalada en el precio de los combustibles.
Porcentaje de corte
El proyecto baja el corte de 12% a 10% para el bioetanol y de 10% a 5% para el biodiesel, pero aclara que la autoridad de aplicación podrá disminuir esos porcentajes ante situaciones de incremento en los precios de los respectivos insumos básicos que distorsionen el precio en el surtidor o ante situaciones de escasez de oferta debidamente comprobada.
En el caso del biodiesel, las empresas mezcladoras deberán adquirir en forma obligatoria el porcentaje mínimo 5% en los cupos y a los precios que determine la autoridad de aplicación para las pymes, cooperativas de pymes y asociaciones de éstas. La Autoridad de Aplicación luego podría disminuir este porcentaje hasta el 3%.
En lo que respecta al bioetanol, las empresas mezcladoras deberán adquirir en forma obligatoria un 6% en los cupos y a los precios que determine la autoridad de aplicación a las empresas productoras de bioetanol a base de caña de azúcar; un 2,5% a las pymes, cooperativas de pymes y asociaciones productoras de bioetanol a base de maíz; mientras que el restante 1,5% podrá ser adquirido por las empresas mezcladoras sin restricción de cupo y precio.
A su vez, se aclara que la autoridad de aplicación podrá disminuir los porcentajes establecidos para las pymes, cooperativas de pymes y asociaciones, productoras de bioetanol a base de maíz hasta el 1,5%. Lo que no queda claro en el proyecto es si lo que se puede reducir a 1,5% es solo el 2,5% o la suba del 2,5% más el 1,5%. Bajo el primer supuesto el porcentaje de corte del bioetanol se acotaría de 10% a 9%, mientras que bajo el segundo supuesto el 4% podría quedar reducido a 1,5% y entonces el porcentaje de corte total bajaría de 10% a 7,5%.
La norma explicita además que las empresas mezcladoras podrán comprar libremente bioetanol o biodiesel y superar el porcentaje de corte establecido en función de las particularidades técnicas de sus respectivas plantas y procesos, de la optimización de costos que se reflejen en el precio final en surtidor, del costo de los sustitutos, y del ahorro de divisas, hasta el límite que impongan las normas técnicas en vigencia sobre la calidad y composición fisicoquímico del producto final.
Determinación de precios
El proyecto del bloque de diputados del Frente de Todos establece en el artículo 11 de “determinación de precios” que el valor para la adquisición obligatoria de biocombustibles surgirá de una fórmula que tendrá en cuenta el tamaño de las plantas y los insumos de origen.
En concreto, indica: “Las adquisiciones obligatorias de biocombustibles de conformidad con lo dispuesto en los artículos 7° y 8° de la presente ley, a las empresas Pymes, Cooperativas de Pymes y Asociaciones de las mismas, y a las empresas productoras de Bioetanol a base de Caña de Azúcar, se realizarán al precio que surja de la aplicación de las fórmulas que determine la autoridad de aplicación, las que deberán tener en cuenta -entre otros aspectos- el tamaño de las plantas y los insumos de origen”.
Escenarios posibles
Los tiempos son muy acotados dado que la actual norma (Ley 26.093) vence el próximo 11 de mayo. Las alternativas que se manejan en el sector sobre cómo deben seguir los biocombustibles son variadas. Una posibilidad es que finalmente el Frente de Todos presente el nuevo proyecto sobre el que está trabajando, pero en el oficialismo tampoco descartan que Diputados termine dándole luz verde a la prórroga que el 30 de octubre de 2020 aprobó el Senado.
La oposición, sobre todo encarnada en legisladores de las provincias del centro del país que producen los biocombustibles, y algunas cámaras empresarias, viene reclamando una prórroga de la actual ley con un precio sostén para el azúcar, materia prima del bioetanol. Al mismo tiempo, la Liga Bioenergética, donde participan las provincias productoras, presentó un proyecto de Ley alternativo.
Palabras de Darío Martínez
El secretario de Energía remarcó en una conferencia organizada por el Club del Petróleo de Buenos Aires que “el Congreso está trabajando en un régimen que proteja a las pymes”. Además, comentó que “la transición energética tuvo un horizonte que no fue exactamente el que estaba planteado en el mundo de 2006, cuando se diseñó el actual régimen de promoción. En ese momento se pensaba que se iba a ir mucho hacia los biocombustibles en el mercado internacional y hoy la transición está focalizada en la electromovilidad y en el hidrógeno”.
“Es una actividad que hay que mantenerla, pero debe tener relación con el mundo que tenemos hoy. Luego de 15 años de régimen de promoción, hoy la norma en la que está trabajando el Congreso mantiene la actividad, pero es más razonable con los tiempos de hoy”, concluyó Martínez.
Dueño de un característico perfil bajo y una vasta trayectoria en la industria energética, Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, conversó con EconoJournal sobre el estado de los compromisos asumidos en el Plan Gas.Ar, las posibilidades para sustituir la importación de combustibles y los proyectos que la compañía tiene en carpeta.
Plan Gas.Ar
Pampa Energía es la mayor empresa generadora de energía eléctrica del país. El año pasado, a la firma se le adjudicó en el Plan Gas.Ar, que fijó un precio promedio de US$ 3,50 por millón de BTU, un volumen base de 4,9 millones de m3/día y un volumen incremental en el período invernal durante los próximos 4.
“El escenario actual del mercado de gas es sustancialmente mejor al que tuvimos en el año 2020”, apuntó Horacio Turri: “El Plan Gas brindó un horizonte claro a la industria tanto en términos de precios como de volúmenes contratados y cuando hay certidumbre es mucho más sencillo llevar adelante los planes de inversión”.
En la primera ronda del plan de estímulo a la producción de gas, Pampa fue la única compañía que ofreció inyección adicional. “Hubo 3 millones 600 mil m3 de picos invernales ofrecidos de los cuales tomamos 1 millón. El resto, 2 millones a cargo de Tecpetrol y 600 mil a cargo de Total, fueron corte a la demanda industrial para ofrecerla al segmento residencial. Luego, en la segunda ronda de pico de invierno volvimos a ofrecer otro millón adicional. Entonces podemos decir que Pampa es la empresa que más ha crecido en términos relativos en lo que representa a los picos de invierno porque creemos que ese mercado debe ser del gas local y no del gas de importación”, destacó el ejecutivo.
Planes y proyectos
El holding que encabeza Marcelo Mindlin opera dos yacimientos de gas: El Mangrullo y Sierra Chata ubicados a 150 km de Neuquén Capital. Cuando la compañía líder en energía eléctrica desembarcó en el mercado de gas, lo hizo de la mano de formaciones tight, es decir, de arenas compactas de menor permeabilidad y porosidad.
Al respecto, Horacio Turri cuenta que “lo que se hizo fue poner en desarrollo la formación Agrio en la cuenca neuquina, un descubrimiento que había hecho Petrobras y que hoy en día consideramos que representa un reservorio estrella y de los más competitivos de la industria. Si bien no somos los únicos operadores presentes en la formación, en Pampa encontramos la manera de estimular el área para lograr muy buenas condiciones de caudal inicial. Prácticamente todo el gas tight proviene de allí y sin duda va a ser el suministrador de gas de una parte sustancial de nuestro compromiso con el Plan Gas”.
Actualmente, la compañía tiene un equipo de perforación que está terminando el cuarto pozo en Sierra Chata y en El Mangrullo se continuará con un plan de perforación de cinco pozos más. Además, está previsto completar el primer pozo a Vaca Muerta que tiene una rama horizontal de 2500 metros y 36 etapas de fractura. Desde la firma, se prevé que estará listo antes del invierno de este año y aportará entre 300 y 400 mil m3 de caudal inicial.
Asimismo, con el fin de aumentar la capacidad de evacuación y tratamiento, Pampa está abocada a la construcción de una segunda planta de tratamiento de gas de 4 millones 800 mil m3. “Es un proyecto adjudicado que está por lanzarse en el campo. Debiera estar concluido para finales de la primavera y apareja una inversión de 50 millones de dólares. De esta forma, pasaríamos de 2 millones 500 mil m3 de capacidad de evacuación a casi 9 millones de m3 en El Mangrullo”.
Sustitución de importaciones
Pampa presenta como principales desafíos el reemplazo de las importaciones de combustibles alternativos y GNL por gas local, para lo cual es necesario llenar la capacidad total de los caños que vienen de Neuquén y que tienen todavía entre 7 y 8 millones de m3 de gas que pueden ser transportados durante el invierno. “Hay que saturar la capacidad de transporte. Para el invierno del 2022 no cabe duda que esos caños pueden estar saturados. Lo estuvieron en el 2019, no estamos inventando nada nuevo”, resaltó Turri.
El segundo objetivo, de mediano plazo, consiste en sustituir las importaciones por encima de la capacidad actual de transporte. Es decir, hacer un tercer caño desde Neuquén a Buenos Aires para reemplazar en forma completa o en altísimo porcentaje las importaciones de GNL y combustibles líquidos de cara a la finalización del contrato con Bolivia.
Además del cargo jerárquico que ocupa en Pampa, Turri es el presidente del Directorio de TGS y, desde ese rol, señaló que “la opción más económica y que hace más sentido técnicamente es el tramo que conecta Tratayén-Salliqueló en la primera etapa. Eso liberaría alrededor de 20 millones de m3 adicionales de gas durante el invierno con poca inversión en los tramos finales. La segunda etapa es la que une Salliqueló-San Nicolás liberando otros 20 adicionales. Es un proyecto modular que puede hacerse en dos tramos y llegar a reemplazar hasta 40 millones de m3 de gas importado. El proyecto del gasoducto es prioritario para reemplazar importaciones por entre 1500 y 2000 millones de dólares por año”, concluyó.
El cielo es el límite
La frase “El cielo es el límite” resonó en un momento de la entrevista y da cuenta de la historia tanto profesional como personal del actual director ejecutivo de Pampa en un contexto de necesario involucramiento de jóvenes profesionales interesados en la industria para afrontar los futuros desafíos. Horacio Turri se recibió de ingeniero industrial en el ITBA e inmediatamente se sumó al grupo de jóvenes interesados en la propuesta de trabajar para Schlumberger, la mayor empresa de servicios petroleros del planeta.
“Para un chico de 24 años la posibilidad de salir del país y embarcarse en un proyecto así era toda una aventura, te podía tocar trabajar en el Mar del Norte, en Angola o en Arabia Saudita. Fue una experiencia única, una oportunidad para conocer el mundo y trabajar en contacto directo con el equipamiento y con el gigantesco desafío tecnológico de la industria del petróleo. Por eso les digo a los jóvenes profesionales de ansias infinitas que no lo duden un segundo y que de lo único que debe arrepentirse uno es de lo que no hizo”.
El presidente de Brasil promulgó esta semana la nueva Ley del Gas, una iniciativa que se enmarca en un programa oficial más amplio denominado como Nuevo Mercado del Gas. El nuevo marco regulatorio abre las puertas al capital privado fundamentalmente del sector del transporte y comercialización de gas natural. Es un paso estratégico, desde la óptica del gobierno de Jair Bolsonaro, en la política de reducir el monopolio de las empresas estatales en el sector energético.
La nueva Ley Nº 14.134 regula el transporte, tratamiento, procesamiento, almacenamiento, licuefacción, regasificación y comercialización del gas natural en Brasil, estableciendo cambios sustanciales:
Garantiza el acceso a la infraestructura de transporte (gasoductos) e instalaciones esenciales (como las terminales de GNL) para terceros (empresas privadas). Es decir, termina con el monopolio de Petrobras.
Reemplaza el sistema de concesiones por un modelo de autorización. La Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) tendrá la competencia para autorizar la construcción de nuevos gasoductos y establecer los criterios para la fijación de tarifas.
Las tarifas para el transporte de gas natural serán propuestas por el transportista y aprobadas por la ANP, previa consulta pública, según criterios previamente establecidos por la agencia. En el caso de las instalaciones esenciales (como instalaciones de tratamiento o procesamiento de gas natural y terminales de GNL) las empresas podrán negociar con los propietarios la retribución a ser abonada.
Prohíbe una relación societaria de control directo o indirecto o de coalición “entre transportistas y empresas o consorcio de empresas que operen o ejerzan funciones en las actividades de exploración, desarrollo, producción, importación, carga y venta de gas natural”. Todas las empresas ya autorizadas a operar en transporte antes de la sanción de la ley tendrán un plazo de hasta tres años para adecuarse al nuevo marco.
Inaugura el modelo de entrada y salida: las empresas contratan capacidad de inyección (entrada) y evacuación de gas (salida) de los gasoductos de transporte. Se pasa del modelo actual de transporte de gas de punto a punto a un régimen de acceso a la red. Permitirá a los cargadores reservar capacidades de entrada y salida de forma independiente entre sí.
Rediseño
Los cambios introducidos apuntan principalmente a abrir y desconcentrar el mercado del gas. De ahora en más las empresas productoras, importadoras y comercializadoras de gas podrán pagar por utilizar los gasoductos, terminales de GNL y otras infraestructuras pertenecientes a terceros. También queda prohibido que una misma empresa actúe en todas las etapas de la cadena del gas natural, desde la extracción y producción hasta la distribución.
Petrobras es la principal compañía afectada por la nueva Ley: concentra casi el 80% de la producción nacional de gas y es propietaria de los más de 9000 kilómetros de gasoductos en el país. Esto último le permite, por ejemplo, ejercer un monopolio de facto sobre las importaciones de GNL, al ser dueña de las terminales y el transporte por tierra.
De todas formas, la petrolera estatal inició en 2015 un proceso de desinversión en algunos activos en el sector de gas natural y de reducción de su participación en ese mercado. Por otro lado, el gobierno habilitó en 2019 la infraestructura para el uso de terceros. Es decir, la nueva ley formaliza y acelera un proceso de desconcentración que ya se encontraba en curso.
Por otro lado, se puso fin a las licitaciones del Ministerio de Minas y Energía para la construcción de gasoductos. El proceso se simplifica y agiliza al delegar en la ANP la competencia para autorizar nuevas construcciones. La red de gasoductos es pequeña para el tamaño de Brasil y esta subdesarrollada en el norte, por lo que requiere de un impulso veloz.
Nuevo Mercado de Gas
El programa “Novo Mercado de Gás” fue presentado por el presidente Jair Bolsonaro en 2019 con el fin de fomentar un mercado de gas natural “abierto, dinámico y competitivo” que genere las condiciones para la reducción de su precio. Según el Ministerio de Minas y Energía la nueva ley hace una amplia revisión del marco legal a favor de la formación de un mercado de ese tipo. Con esto se pretende “promover la competencia entre proveedores y la consiguiente reducción del precio final del gas natural para el consumidor”.
La expectativa oficial es que la nueva ley genere una baja significativa en los precios del gas y que crezca el consumo interno. En Brasil el gas cuesta arriba de los diez dólares por millón de BTU, uno de precios más caros del mundo. Incide negativamente en el crecimiento económico y especialmente industrial del país. “El Nuevo Mercado de Gas nos permitirá no solo incrementar las inversiones en el sector energético, como el gas y el petróleo, sino, principalmente, reindustrializar la economía brasileña. La industria llegó a ser el 20% del PIB y se redujo a alrededor del 10%”, afirmó el ministro de Economía, Paulo Guedes.
El gas natural se destina principalmente a la industria (43%), generación de energía eléctrica (38%) y vehículos a gas (9%), siendo los hogares solo el 2% del consumo, según la Asociación Brasileña de Empresas de Distribución de Gasoductos. La Federación de Industrias de Río de Janeiro estima que la ley puede llegar a generar inversiones en todo el país por 80.000 millones de reales (unos 14.200 millones de dólares) gracias a un mayor uso industrial del gas.
Importaciones y producción
El gobierno apunta a lograr un gran crecimiento en la producción de gas para el 2030. El Plan Decenal de Expansión Energética 2030 elaborado por la Empresa de Investigación Energética (EPE), con base en lineamientos del Ministerio de Minas y Energía, estima una producción bruta de 276 millones de metros cúbicos diarios en 2030. Brasil produjo 127 millones diarios en 2020.
Pero para llegar a ese ritmo de producción diaria debería existir un mercado interno capaz de absorber esa oferta, o la infraestructura necesaria para exportarla en forma de GNL. EPE prevé la construcción de otras dos terminales de GNL en los próximos 10 años, una en el estado de Río y la restante en Pará.
Sin embargo, la producción estimada es principalmente de gas asociado a la producción de petróleo de presal. La falta de ductos para conectar las plataformas offshore con las costas brasileñas lleva a que hasta el 40% del gas producido tenga que ser re inyectado en los pozos. Con distancias que pueden llegar a los 300 km la competitividad del gas en las aguas de presal sigue siendo un tema de discusión en el sector.
En el mediano plazo se espera que la nueva Ley acelere aún más las importaciones de gas. De hecho, en la misma semana de marzo en que la Cámara de Diputados sancionó la nueva ley, el ministerio autorizó a Shell Energy, Gas Bridge y Gerdau a importar un total de 66 millones de metros cúbicos diarios hasta 2024. Las dos primeras recibirán el gas a través de la terminal de GNL de Petrobras en el estado de Bahía.
Andrés Manuel López Obrador lo dejó entrever a finales de marzo, cuando envió la iniciativa a la Cámara de Diputados. La contrarreforma del sector de los hidrocarburos busca facilitar la suspensión de permisos de compañías privadas en nombre de lo que el presidente llama “soberanía energética”. “Es imperativo el fortalecimiento de las empresas productivas del Estado mexicano como garantes de la seguridad”, reza, en referencia a Petróleos Mexicanos (Pemex) el texto remitido al Poder Legislativo que este miércoles ha tenido el visto bueno del pleno de la cámara baja. La propuesta se enfrentará a muchos obstáculos, ya que contraviene no solo la reforma constitucional energética aprobada por la Administración anterior, sino también acuerdos comerciales con Estados Unidos y Canadá, y la Unión Europea.
La reforma a la Ley de Hidrocarburos, aprobada por 292 votos a favor frente a 153 en contra y 11 abstenciones, abre la posibilidad de que el Gobierno expropie las operaciones de privados, explica el analista especializado en energía Gonzalo Monroy. “Tiene que ver con la suspensión arbitraria, indefinida”, dice Monroy. “Combinada con la posibilidad de que el Estado pueda suplantar con la empresa del Estado [u otro] en las operaciones, sin indemnización de por medio, es muy malo”. La iniciativa le permitiría al Estado alegar que por atentar en contra de la seguridad nacional o energética, o la economía nacional, las operaciones de privados que cuenten con permisos para operar pueden ser intervenidas. Le correspondería al permisionario, asegura Monroy, demostrar que la situación se ha resuelto y lo tendría que hacer “sin indemnización ni tampoco reconocimiento de costos o contraprestación por uso de las instalaciones”.
Estos tres condicionales, es decir, atentados en contra de la seguridad nacional, la seguridad energética o la economía nacional “son tres conceptos que significan todo y significan nada”, dice Óscar Ocampo, analista e investigador del sector energético para la organización sin fines de lucro el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), “porque no hay criterios de qué es algo que pone en riesgo estas cosas. Eso es lo que es lo más peligroso de la iniciativa, que no quedan claros los criterios bajo los cuales van a funcionar Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía”.
Ocampo coincide con Monroy en que esta es una propuesta que, a diferencia de la enviada por el presidente para reformar el sector eléctrico, “sí se habla propiamente de una expropiación directa”, ya que el Estado tendría la facultad de que una empresa productiva del Estado pueda operar en instalaciones privadas. “Esta reforma es un traje a la medida para beneficiar a Petróleos Mexicanos y por lo mismo tiene ningún componente de mejores servicios o mejorar precios”, asegura Ocampo. De pasarse, Ocampo espera que se enfrente a múltiples amparos y obstáculos legales, ya que conviene acuerdos comerciales regionales como el Transpacífico, así como el T-MEC con EE UU y Canadá y el acuerdo con la UE.
El 8 de abril, la Comisión Federal de Competencia Económica recomendó al Congreso no aprobar esta iniciativa argumentando que “de aprobarse en sus términos, la iniciativa con proyecto de decreto por el que se reforma y adiciona la Ley de Hidrocarburos afectaría negativamente el proceso de competencia y libre concurrencia de la cadena de valor de los hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, lo que podría resultar en una disminución de la oferta de bienes y servicios en la industria, con el consecuente aumento en los precios que pagan por ellos las familias y empresas mexicanas”.
El impacto en la economía mexicana no solo se verá afectado en términos de competencia, también en la incertidumbre y líos legales en que quedan inversores en el país. La reforma propuesta sería retroactiva, explica Monroy, por lo que las “empresas que podrían exportar petróleo, producto de la reforma pasada en la Administración anterior, ahora ya no puede hacerlo libremente. Esto es una violación directa a los contratos”.
Esta contrarreforma, según el primer borrador del texto, replica la filosofía de la reforma del sistema eléctrico, que quedó paralizada por en los tribunales y que López Obrador ha amagado con desatascar a través de una reforma constitucional. El mandatario pretende enterrar la herencia de su antecesor, Enrique Peña Nieto, en todos los ámbitos, pero el sector energético es probablemente la punta de lanza de ese propósito. Y al igual que la reforma eléctrica, pese a la suspensión por parte de la justicia, se ha convertido en un desincentivo para la inversión y si finalmente entra en vigor tendrá un durísimo impacto económico y ambiental, según los expertos, también los cambios propuestos a la Ley de Hidrocarburos preocupan a los sectores productivos.
El IMCO destaca que la ley “afectaría el ya deteriorado clima de inversión que se observa en el sector energético desde el inicio de la actual Administración y especialmente a partir de la reciente aprobación de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica al atentar contra el Estado de derecho”. A eso se añade el déficit de vértigo que acumula la empresa paraestatal que se beneficiaría del plan. Pemex acumula más de 110.000 millones de dólares de deuda y López Obrador pretende de alguna manera rescatarla. “Con el propósito de que mantenga su papel preponderante en el sector de hidrocarburos, esta propuesta de reforma busca desplazar al sector privado que participa en dichas actividades”, continúa el IMCO en un comunicado.
El Gobierno y el partido del presidente, Morena, están decididos aprobar la nueva ley por la vía exprés, como ocurrió con la reforma eléctrica y en vistas de renovación de la Cámara de Diputados en las elecciones del próximo 6 de junio. Tras la aprobación en la Comisión de Energía, la discusión de la ley ha pasado enseguida al Pleno, donde la oposición ha manifestado su rechazo más absoluto a la iniciativa. El PRI y el PAN ha calificado de inconstitucional el intento de reforma. Movimiento Ciudadano ha desmontado el argumento de López Obrador según el cual estos cambios legales ayudarían a combatir la corrupción. El Partido Verde, aliado de Morena en el Congreso, también ha criticado la iniciativa al advertir de que la eliminación de la competencia también puede tener repercusiones ambientales. La formación de Gobierno defendió el proyecto como una herramienta para combatir el huachicoleo o tráfico ilegal de combustible.
Su alcance va mucho más allá, sin embargo, e impacta en la economía mexicana, en la percepción que del país tiene los inversores y continúa por la senda emprendida por López Obrador, que en su sexenio busca dejar huella en el sector energético. Según la tesis del consultor David Shields, quiere hacer historia a costa del sector eléctrico y de los hidrocarburos: “En México los presidentes nacionalistas que expropiaron y nacionalizaron son los grandes héroes”.
El cobre reanudó su repunte, ya que los analistas y ejecutivos esperan que el aumento de la demanda y la baja oferta probablemente impulsen los precios aún más. El cobre para entrega en mayo subió un 2,51%, con futuros a 4,1310 dólares la libra (9.088 dólares la tonelada) en el mercado Comex de Nueva York.
El metal de referencia industrial es crucial en el impulso global por una economía más verde y, en este momento, el mercado se enfrenta a una escasez de oferta .
La recuperación pospandémica de EE. UU y el plan de infraestructura de la Administración Biden están ayudando a generar impulso para los metales básicos.
Goldman Sachs prevé que los precios promedian 11.000 dólares por tonelada durante los próximos 12 meses, según Business Insider . Para 2025, el metal podría tener un precio de 15.000 dólares la tonelada, un aumento del 66%, dijo Goldman en un informe titulado «El cobre es el nuevo petróleo».
«Las discusiones sobre el pico de la demanda de petróleo pasan por alto el hecho de que sin un aumento en el uso de cobre y otros metales clave, la sustitución de petróleo por energías renovables no sucederá», dijo el banco.
Por lo tanto, la demanda aumentará significativamente, hasta en un 900% a 8,7 millones de toneladas para 2030, estima el banco. Si este proceso es más lento, la demanda seguirá aumentando a 5,4 millones de toneladas, o casi un 600%.
El presidente de minerales para las Américas de BHP, Ragnar Udd, expresó su optimismo por una demanda creciente en el futuro en la CRU World Copper Conference en Chile.
“Un gran ejemplo son los vehículos eléctricos. Los indicadores de política para la adopción rápida de vehículos eléctricos (EV) fueron claramente favorables durante los últimos (12) meses y hemos revisado al alza nuestras previsiones internas de penetración de vehículos eléctricos ”, dijo.
«Estos vehículos usan cuatro veces más cobre que los automóviles de gasolina, y también necesitarán más infraestructura para conectar las estaciones de carga a la red».
BHP espera que los objetivos mundiales de reducción de emisiones alineados con París aumenten más del doble la demanda de cobre y cuadrupliquen la de níquel durante los próximos 30 años.
“Todo es cobre, cobre, cobre, cobre, cobre, cobre”, dijo el magnate minero Robert Friedland durante la Conferencia Mundial del Cobre CRU.
Las empresas mineras tendrán que ser «verdaderos héroes» y los gobiernos deberán aceptar la industria si el mundo quiere hacer una transición exitosa hacia la energía limpia y el transporte, dijo el copresidente de Ivanhoe Mines.
El estratega de metales de Goldman Sachs, Nicholas Snowdon, dice que las políticas ambientales impulsarán un auge de inversiones de capital a la par con las décadas de 1970 y 2000 en el transcurso de la próxima década y el cobre es el núcleo de la transición a la energía verde.
«Estimamos que casi $ 16 billones tendrían que destinarse a una infraestructura centrada en el medio ambiente para lograr los objetivos de descarbonización, en comparación con solo $ 10 billones en China durante el último superciclo». dijo Snowdon.
El secretario de Energía, Darío Martínez, participó hoy de una conferencia virtual organizada por el Club del Petróleo. El titular de la cartera energética dio detalles de la continuidad del Plan Gas Ar y las expectativas para incrementar la producción, aunque reconoció que “este invierno va a ser duro” porque se tendría que hacer lanzado con más tiempo.
Al mismo tiempo, anunció que el gobierno está redactando el reglamento para las exportaciones en firme de gas. También dio algunas precisiones sobre el proyecto de Ley de promoción de inversiones para el sector hidrocarburífero. Además, como era lógico, se refirió a los cortes de ruta en Neuquén que mantienen paralizada la actividad en Vaca Muerta y muchos de los yacimientos en la provincia. Es la primera vez que el secretario realizó declaraciones públicas desde que empezaron los cortes: “necesitamos que el conflicto se resuelva pronto”. Las principales declaraciones de Darío Martínez en la conferencia del Club del Petróleo fueron:
Plan GasAr
-«Avanzamos en el Plan GasAr para frenar el declino en la producción. Licitamos en noviembre y adjudicamos en diciembre. Estamos trabajando contrarreloj. Lo que hoy está pasando en la cuenca Neuquina (el conflicto con cortes de ruta) afecta a los tiempos que tenemos. Sabemos que este invierno va a ser duro en cuanto a llegar con la producción necesaria». -«Tenemos en claro que el Plan GasAr se hubiésemos lanzado antes para tener la provisión de gas necesaria». -«Vamos a seguir apostando por el Plan GasAr porque es una excelente herramienta. En estos momentos estamos redactando el reglamento de exportaciones estivales en firme, que era uno de los compromisos que tenía el plan para aquellos que licitaban y participaban. Queremos seguir avanzando».
Ley de Hidrocarburos
-«El presidente nuevamente planteó la necesidad de enviar el proyecto de Ley de promoción de inversiones, en la cual estamos trabajando fuertemente. Nos instruyó a acelerar este proceso y para esto tenemos que diseñar una herramienta que permita promover las inversiones y potenciar -así- la producción de hidrocarburos». -«Los argentinos van a hacer un esfuerzo enorme para poder concretar los beneficios especiales a todo el sector hidrocarburífero y lograr las inversiones necesarias, pero a cambio de ello vamos a necesitar que se multiplique la producción y las exportaciones, que se generen puestos de trabajo y que crezca la participación de las empresas regionales y nacionales en la cadena de valor».
Darío Martínez en diálogo con Gustavo Albrecht, anfitrión en el Club del Petróleo.
-«La Ley va mucho más allá que el abastecimiento del país porque busca que la Argentina tenga saldos exportables. Va a ser un gran esfuerzo arancelario y tributario». -«El proyecto de Ley va a ser una herramienta que no se van a enterar por los diarios, vamos a ponerla arriba de la mesa para discutir, como hemos hecho con el Plan GasAr». -«Hay cosas que no podemos hacer en la Argentina y que son posibilidades que debe tener la industria para poder traerlas (importarlas), pero también necesitamos el fortalecimiento de proveedores locales sobre lo que sí podemos hacer en la Argentina».
Conflicto en Neuquén
-«Es una situación que necesitamos que se resuelva por múltiples motivos. Para el Plan GasAr es importante porque cada día cuenta mucho porque llegamos al límite. Pero necesitamos entender el concepto de licencia social: necesitamos que toda la sociedad funcione y por eso necesitamos involucrarnos todos». -«Es un reclamo que se da en una pandemia y que surgió desde el sector de salud y hay que entenderlo. Pero necesitamos que se resuelva y vamos a colaborar con todo lo que sea necesario para que las partes lleguen a un acuerdo. Lo mismo con los trabajadores del sector, que ahora están con una conciliación obligatoria».
Los sindicatos petroleros de todo el país convocaron a un paro de actividades por 24 horas luego de no alcanzar un acuerdo salarial con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos. Los trabajadores venían reclamando una recomposición de la paritaria 2020-2021 que vence el 31 de mayo. El aumento que consiguieron el año pasado fue de apenas el 15%, pero ahora que el precio del crudo subió y la demanda de combustible se fue recomponiendo pidieron un 30% adicional para igualar a la inflación del período. Las empresas no cedieron y eso derivó en el paro, aunque los gremios terminarán acatando la conciliación obligatoria que dictó el Ministerio de Trabajo.
Lo primero que respondieron las empresas petroleras es que no estaban en condiciones de dar un 30% ahora porque en la paritaria que empieza a regir a partir del 1 de junio los gremios iban a pedir otro 30% o 35% y un aumento de 60% o 65% en el año es una cifra que consideran inviable.
Para tratar de destrabar la negociación, en la reunión virtual que las partes mantuvieron este miércoles los gremios volvieron a insistir con el 30%, pero a cambio ofrecieron extender la vigencia de la paritaria actual hasta el próximo 31 de octubre. De ese modo, podían mostrar ante sus bases que recompusieron lo perdido en los últimos 12 meses y al mismo tiempo le daban aire a las compañías demorando 5 meses la próxima negociación.
Más tiempo
Otro de los puntos clave era que el acuerdo se iba a firmar recién cuando se lograra encauzar el conflicto que mantienen los estatales de la provincia de Neuquén, quienes en los últimos días lograron paralizar la actividad en Vaca Muerta a través de diversos cortes de ruta.
El motivo de esa postergación es claro: un anuncio de recomposición del 30% para los petroleros en medio del paro de los estatales no hubiera hecho más que envalentonar a los autoconvocados que vienen cortando rutas en la provincia.
Si bien la mayoría de las empresas se mostró a favor de aceptar la propuesta gremial porque era una manera de despejar el camino al menos hasta octubre, otras compañías pidieron más tiempo para dar respuesta y el acuerdo finalmente no se cerró.
El directorio de la compañía YPF propuso a la esposa del gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, para ocupar el cargo de directora suplente de la compañía controlada por el Estado. Se trata de a María Eugenia Tulia Snopek, que forma parte del armado político del gobernador jujeño, opositor al gobierno nacional.
Econojournal accedió a la lista de nombres que elaboró el directorio de la compañía y que presentará a los accionistas de la petrolera en la próxima asamblea ordinaria del próximo 30 de abril.
Es llamativo que Morales, dirigente de la UCR y opositor al gobierno nacional, nombre a su mujer para que represente los intereses de Jujuy en el Directorio de YPF. Tulia Snopek es también hermana del dirigente peronista y actual senador Guillermo Snopek, opositor a Morales en la provincia. Ambos son hijos del exgobernador Guillermo Eugenio Snopek, ya fallecido. Tulia Snopek es abogada y en marzo de 2020 fue nombrada en el Consejo de la Magistratura como prosecretaria de la mano de la senadora nacional por Jujuy, también radical, Silvia Giacoppo.
La consultora Field Development Consultants (FDC), especializada en el estudio del subsuelo, ingeniería de reservorio y diseño de infraestructura de superficie, presentó un nuevo informe que analiza el comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta entre 2014 y 2020. El reporte pone el foco en la ponderación del valor se creó efectivamente en el play no convencional de la cuenca Neuquina.
El equipo técnico de FDC transformó los datos públicos generados por las distintas operadoras en información valiosa para entender el comportamiento de producción de los pozos perforados en Vaca Muerta y su evaluación rendimiento económico.
En términos cuantitativos, los números que presenta el informe —titulado ‘Análisis de los pozos de petróleo en Vaca Muerta entre 2014 y 2020‘— son impactantes. «La proyección de creación de valor para los 2,8 millones de acres en la ventana de petróleo es de US$ 426.000 millones considerando solo una zona (horizonte) de aterrizaje», explicó Carlos Gilardone, titular de FDC Argentina.
El reporte, al que accedió EconoJournal, agrega que «el Valor Actual Neto (VAN) al 10% antes de impuestos de las reservas probadas desarrolladas (PDP, por sus siglas en inglés) de Vaca Muerta es de 2.100 millones de dólares a valores de 2021», cuantificó el reporte.
Pozos
El reporte de FDC subraya que en 2015 se perforaron 30 pozos con 1.500 metros de rama lateral y 22 no obtuvieron buenos resultados económicos. En 2017 se perforaron 54 pozos con rama horizontal de 1.500 metros y 14 no fueron rentables. En cambio, en 2020 (durante la pandemia) se perforaron 53 pozos horizontales de más de 2.200 metros que dieron como resultado sólo un 5% “no económicos”. Al mismo tiempo, el informe indica que el número de etapas de fractura por pozo aumentó de 13 en los primeros años a 34 en 2020. El aumento de las etapas de fractura mejoró la productividad desde 2014 de 365 bpd por pozo a 969 bpd el año pasado.
Análisis
En su paso por el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, la semana pasada, Gilardone dio cuenta del potencial y la rentabilidad de Vaca Muerta a partir de cálculos y cifras concretas. Además, describió las condiciones necesarias para escalar el desarrollo hidrocarburífero y analizó las transformaciones históricas que se produjeron en la cuenca neuquina desde el 2013.
“Hoy vemos que los periodos de repago de los pozos son menores a tres años. Partimos de un pozo económico de 0 por ciento en 2014 a un 95 por ciento de rentabilidad de los pozos que se perforaron en 2020. Calculamos el valor presente del acreaje desarrollado y el resultado por acre generado ronda los 152.000 dólares. Si esa cifra la extrapolamos al resto de Vaca Muerta podemos hablar de unos 2.000 millones de dólares. El potencial está, y debemos apurarnos porque la era del petróleo se está acabando. Es un valor que lo sacamos o va a quedar ahí abajo”, sostuvo Gilardone.
Comparativa
El referente de la firma que ofrece soluciones ligadas al entendimiento del subsuelo, consideró que “Vaca Muerta es una formación de clase mundial”. A decir de Gilardone, resulta interesante comparar Vaca Muerta con lo que ocurre en la formación Permian, el mayor yacimiento de Estados Unidos, en el oeste de Texas. Las producciones iniciales en EE.UU. llegan hoy hasta los 3.400 barriles por día, mientras que en la Argentina los mejores pozos están en el orden de los 2.000 barriles diarios de petróleo.
Permian posee unos 11,5 millones de acres. En el play no convencional de EE.UU. operan 135 equipos de perforación, en tanto que en Vaca Muerta cuenta con aproximadamente 7 millones de acres y sólo 20 rigs de perforación.
Para Gilardone, en términos de espesores y condiciones petrofísicas, la formación argentina es superior. “La principal limitante es la política que condiciona el acceso al capital”, y agregó que “es necesario ponerse de acuerdo y generar un proyecto estratégico y prioritario a nivel nacional. Si Vaca Muerta estuviera ubicada del otro lado de la cordillera, Chile sería Arabia Saudita, porque no hay dudas respecto de la estrategia”.
Infraestructura
Como condiciones fundamentales para alcanzar un desarrollo comercial de gran escala, el ejecutivo destacó que “es necesario dar mayor protección al inversor”, así como también “hay que discutir cómo resolver las limitaciones de infraestructura” para viabilizar la producción.
“Debemos estar en condiciones de exportar el gas que sobra a los países vecinos. Brasil, por ejemplo, tiene mucha demanda de energía al sur del país. Además, hay que pensar si requerimos una planta de licuefacción que exige una inversión de alrededor de 5.000 millones de dólares. Es un proyecto de largo plazo, pero hay que ver cómo se materializa porque el subsuelo lo permite. Si no se discuten seriamente este tipo de proyectos, nunca vamos a poder monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta. Hay que entender que si queremos distribuir riqueza, primero tenemos que generarla”, afirmó.
FDC desarrolló un software que permite interpretar, mediante un programa con distintas interfaces, información relativa al comportamiento productivo de los pozos. Al mismo tiempo, el programa cruza datos técnicos del capítulo IV de la Secretaría de Energía con variables económicas para evaluar la rentabilidad de los proyectos. “En el primer estudio que realizamos tomamos las estadísticas públicas de la Secretaría de Energía y calculamos el pozo tipo por campaña, desde el 2014 en adelante. Conocíamos el costo del pozo y analizamos el caudal pico máximo y la cantidad acumulada para cada uno de los períodos. Así, observamos que, para 2014, los pozos no eran económicos. Sin embargo, se dio una curva de aprendizaje que fue creando valor históricamente”.
Historia
Gilardone fue uno de los asesores que, contratado por YPF, contribuyó a negociar en 2013 con Dow el lanzamiento de El Orejano, el primer desarrollo comercial de shale gas en Vaca Muerta. “Estudiamos lo que pasaba en Estados Unidos para hacer analogía, pero la realidad es que no sabíamos prácticamente nada del animal que teníamos entre manos. Primero había que entender cómo perforar los pozos teniendo en cuenta el espesor de la formación que va de 200 a 700 metros cuando aún no estaba la tecnología disponible en el país”, rememoró el especialista .
Recordó, además, que las primeras fracturas en pozos horizontales de gas se pagaban entre 400.000 y 500.000 dólares por etapa. Hoy se paga menos de la quinta parte de esas cifras. En ese momento —agrega—, no existía una cadena de valor local y hubo que traer al país servicios y equipos generando un costo extra. “Había que convencer a las empresas para que vengan porque para hacerlo debían dejar de usar sus equipos en un lugar donde existía trabajo o tenían que invertir en la compra de nuevos equipos”, explicó el presidente de FDC.
YPF anunció ayer la renovación de su compromiso con las trabajadoras y los trabajadores esenciales del país al relanzar los beneficios para el personal educativo y de salud. De esta manera, seguirán accediendo al descuento del 15% para la carga de combustibles. De manera simple, como lo venían haciendo hasta ahora. “Desde el año pasado venimos acompañando a los trabajadores esenciales. En el caso de salud, ya son 124.000 los beneficiarios, y en educación, en poco tiempo, alcanzamos a los 200.000 docentes y no docentes que ya están gozando del beneficio”, afirmó Pablo González, presidente de YPF.
El anuncio tuvo lugar en el barrio de Caballito, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y estuvieron presentes, además, el CEO de la compañía, Sergio Affronti, y el vicejefe de gobierno de la ciudad, Diego Santilli. “Hoy presentamos la primera estación de servicio del futuro de YPF en CABA. Este desarrollo se enmarca en un proyecto muy ambicioso que tenemos, cambiar y renovar la imagen y la arquitectura de nuestras estaciones de servicio”, señaló Sergio Affronti, CEO de la compañía.
Por último, el vicejefe de gobierno, Diego Santilli, afirmó: “Tener una estación de esta calidad, de esta inversión, mirando hacia el futuro, pensando en un país hacia adelante donde tenemos que generar trabajo nos tiene que llenar de orgullo así que bienvenidas sean todas las que puedan hacer y mejorar en la Ciudad de Buenos Aires”.
González y Affronti participaron del relanzamiento de la marca Full en estaciones de servicio.
Nuevo diseño
El nuevo diseño para las estaciones fue concebido desde la innovación, transmitiendo una imagen tecnológica, poniendo en valor el color azul corporativo y asegurando una optimización de costos de producción y mantenimiento a través de la utilización de materiales más nobles y duraderos.
También se desarrolló un nuevo modelo de tienda FULL, un sistema de cartelería digital que agiliza y potencia la comunicación y se promueve la utilización de la APP de YPF en todas las operaciones para agilizar y simplificar las transacciones.
Además, la nueva imagen puede fabricarse más rápido y al no tener matrices, puede ampliar notablemente el abanico de proveedores locales que pueden sumarse al proyecto. Es una estación más sustentable, cuenta con paneles solares para mejorar el consumo de energía y tiene menores costos de construcción y mantenimiento.
YPF busca posicionarse a la vanguardia de lo que una estación puede brindar, y mejorar cada vez más la experiencia de nuestros consumidores para que sigan eligiéndonos como lo hacen día a día.
El conflicto que estalló desde hace casi una semana en Añelo, la puerta de acceso a los principales yacimientos de Vaca Muerta, amenaza con generar esquirlas que van mucho más allá de las fronteras neuquinas. Grupos de autoconvocados del sector de Salud —conducidos por dirigentes de izquierda que no responden a Carlos Quintriqueo, secretario general de ATE— mantienen desde hace seis días cortados unos 20 puntos en distintas localidades del interior de la provincia que gobierna Omar Gutiérrez.
El epicentro está en Añelo, pero con el paso de los días los cortes se extendieron hacia Zapala, Plaza Huincul, Picún Leufú, San Patricio del Chañar, Chos Malal y Villa la Angostura.
La actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta está paralizada. Unos 18 equipos de perforación, otros tantos de workover, tres sets de fractura y unidades de coiled tubing y wireline están desafectadas, porque los trabajadores no pueden llegar hasta las locaciones, según informó el diario Río Negro. Ya se empezó a registrar, incluso, afectación en la producción (se frenaron pozos sin telemetría que no se pueden operar de forma remota) y faltantes de combustibles en las estaciones de servicio. Petroleras como YPF, Shell, Vista Oil&Gas, Pluspetrol y PAE tienen sus operaciones paradas.
Es, sin duda, el peor conflicto registrado en la principal provincia energética del país en los últimos cinco años. También por su naturaleza. Si bien se edificó sobre el reclamo salarial de trabajadores de la salud —una demanda que, frente a la agudización de la pandemia, cuenta con apoyo de buena parte de la opinión pública—, luego se ramificó con nuevos actores que incorporaron una agenda diferente.
Nuevos actores
Por caso, las comunidades mapuche Paynemil, Kaxipayiñ y Campo Maripe cerraron el acceso a rutas petroleras que atraviesan sus territorios para presionar por una mayor participación en el negocio de servicios petroleros. Y agrupaciones sociales representados en el Frente de Organizaciones en Lucha (FOL) se plegaron al conflicto para elevar la visibilización de su demanda por tierras y viviendas dignas.
“No es un reclamo multi-causal. Lo sostiene la demanda salarial de Salud. Pero es verdad que a medida que pasan los días el nudo de reclamo se complejiza”, analizó un alto directivo que sigue el devenir del conflicto desde Buenos Aires.
Silencio en Nación
Hasta ahora, la Secretaría de Energía, que conduce el neuquino Darío Martínez, que tiene aspiraciones políticas en la provincia, evitó intervenir en el conflicto. Tampoco lo hizo el ministro de Trabajo, Claudio Moroni, ni su par de Seguridad, Sabina Frederic. En Energía explican que “es un conflicto por un reclamo salarial a la gobernación provincial”. “No tenemos competencia en esa agenda”, agregaron.
El problema es que, si los cortes se extienden, empezarán a afectar los plazos de ejecución de los proyectos apalancados por el Plan Gas. La concreción de esos desarrollos en tiempo y forma es clave para garantizar el abastecimiento del fluido para el invierno. Más cuando la oferta disponible en el sistema está apretada. Una demora en los planes de perforación de una o dos semanas puede parecer una cuestión menor, pero con los meses de frío tan cerca no lo es.
Fuentes privadas incluso explicaron que, si el conflicto se extiende, “estudian apelar a la cláusula de fuerza mayor incluida en los contratos para justificar un eventual incumplimiento de los volúmenes de gas comprometidos”.
Paritaria petrolera
En cualquier caso, uno de los riesgos que acarrea el conflicto es que termine re-legitimando a los cortes como modalidad del reclamo. “Si la gobernación (neuquina) termina resolviendo el conflicto únicamente con plata, lo más probable es que en poco tiempo tenga varios conflictos similares”, analizó un ex funcionario provincial.
Las empresas petroleras están al tanto de la situación. Saben que si el conflicto se desmadra y se extiende en el tiempo, las esquirlas del reclamo terminarán incidiendo la negociación paritaria con los gremios petroleros. YPF y el resto de la cúpula petrolera buscaron la semana pasada descomprimir la tensión con los sindicatos. En esa clave, Pablo González, Marcos Bulgheroni y Hugo Eurnekian, entre otros, recibieron a los líderes gremiales en la torre de Puerto Madero. Quedaron en empezar a discutir hoy (martes) los condiciones técnicas para negociar la paritaria 2021/2022 y analizar si hay margen para recomponer la paritaria 20/21 que otorgó una suba salarial inferior a la inflación que efectivamente se registró en el período.
“Será clave ver cómo se resuelve el conflicto. Si los autoconvocados obtienen una suba del 30% o 40% como reclaman será difícil, incluso para los líderes sindicales, alinear a las bases de los gremios. Hoy, lo prioritario es levantar los cortes de ruta”, interpretaron en una empresa. Eso fue lo que exigió como condición para negociar el fiscal del Tribunal Superior de Justicia de Neuquén, José Gerez, que llamó a las partes a una mediación penal. Sin embargo, los autoconvocados no cumplieron con ese pedido y la vía judicial está hoy estancada.
El interventor del Enargas, Federico Bernal, aseguró este lunes que las tarifas de gas van a aumentar en mayo entre 6% y 7% para los hogares y 4% para las pymes. Sin embargo, aclaró que ese aumento contempla solo el ajuste de los componentes de transporte y distribución, pero no el precio del gas. Para decirlo de otro modo, es como si la Secretaría de Comercio Interior hubiera aclarado que el aumento promedio de 4,8% en la canasta de Precios Cuidados, también anunciado el lunes, en realidad surge de un acuerdo con los supermercados, pero todavía resta saber cuál es el incremento de precios que le va a aplicar la industria alimenticia a esos mismos bienes. Por lo tanto, tal vez la suba no termine siendo del 4,8% sino el 10% o el 12%, pero eso depende de otra área. Así planteado sorprende porque se supone que antes del anuncio definitivo las distintas áreas coordinan la política pública entre sí, pero eso fue lo que dijo Bernal.
-¿El mayor costo de adquisición del gas que tienen las distribuidoras será trasladado a los usuarios? ¿O será cubierto con más subsidios? –le preguntaron a Bernal en El Cronista cuando comprendieron que hablaba solo de una parte de los componentes que integran la tarifa final que paga el usuario.
– Recordemos que la Secretaría de Energía convocó a una audiencia pública el pasado 15 de marzo. El objeto fue debatir qué porcentaje del precio del gas surgido del Plan Gas será cubierto (subsidiado) por el Estado Nacional. Pues bien, todavía falta que la Secretaría resuelva y se expida sobre ello. Recordemos que no todo costo de adquisición corresponde ser trasladado automáticamente a tarifa, es decir, a usuarios y usuarias.
– ¿Y si los precios aumentan porque el Estado no puede aumentar los subsidios, como afirmó el ministro de Economía, Martín Guzmán, en reiteradas oportunidades? –insistió El Cronista.
– Entonces el Enargas está obligado por ley a convocar a una nueva audiencia pública para determinar el precio del gas que pasa a tarifa. Ello, si se modifican los precios del gas actualmente vigentes en los cuadros tarifarios.
– ¿Esto podría retrasar la salida de la tarifa de transición?
– No. La tarifa de transición para transporte y distribución entra a regir en mayo. Nuestra labor al respecto ya está concluida. Lo que se demoraría, en todo caso, es el traslado a tarifa del precio del gas. Reitero, si es que se decidiera modificarlo.
En síntesis, Bernal anunció el aumento que se decidió a partir de la audiencia del 16 de marzo, pero dijo que desconoce que puede surgir de la otra audiencia que se realizó el 15 de marzo y aclaró que si finalmente la secretaría de Energía, que conduce Darío Martínez, modifica el precio del gas que debe pagar el usuario, habrá que hacer una nueva audiencia pública, la tercera, tal como había anticipado EconoJournal.
Para ponerlo en blanco sobre negro: Bernal decide sobre un componente de la tarifa, pero no coordina con el que decide sobre otro componente, el principal (el precio del gas), de esa misma tarifa y sale a comunicar el aumento de los componentes que le corresponde definir a él, como si el otro tema dependiera de una jurisdicción ajena a la suya y no del mismo gobierno nacional del que forma parte.
Mientras tanto, los usuarios leen grandes títulos donde dice que las tarifas del gas van a aumentar 6% o 7% para los hogares y 4% para las pymes, pero desconocen la letra chica donde aclara que esa suba podría ser solo una parte del ajuste final. Es decir, toman decisiones bajo el supuesto erróneo de que la política energética se define de modo coordinado y no es simplemente la expresión de grupos que rivalizan internamente, toman decisiones sin hablarse y, lo que es todavía más grave, las comunican a través de los medios, independientemente de lo que decida el otro sector.
De hecho, la primera reacción de este medio luego de las declaraciones de Bernal fue contactar a fuentes del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Energía para saber si validaban los dichos del interventor del Enargas y tenían definido qué iba a pasar con el precio del gas que paga el usuario. La respuesta formal fue que no tenían comentarios para hacer, mientras que informalmente fuentes de ambas dependencias reconocieron que no estaban al tanto de lo que Bernal iba a decir. Esa falta de coordinación se ha ido naturalizando en los últimos tiempos, pero no hay dudas de que implica riesgos para el conjunto de los agentes del sistema energético y para sus usuarios.
Con el objetivo de que la formación sea parte de la vida profesional de las personas que desean insertarse en el ámbito laboral, mejorar y adquirir nuevos conocimientos y de esta forma aumentar sus posibilidades laborales, Bertotto Boglione fija la educación dentro de sus prioridades.
La inversión en conocimientos es fundamental para que las personas y las empresas puedan crecer en términos personales y productivos. Por ese motivo, la eficiencia resulta crucial para todos aquellos que apuestan a la calidad y a la innovación fortaleciendo los lazos de las matrices con las que trabajan.
En esa línea se encuentra Bertotto Boglione S.A., líder en brindar soluciones de almacenamiento. La empresa, que se encuentra ubicada en Marcos Juárez, Córdoba, organiza capacitaciones en las instalaciones de su fábrica, como la realizada el pasado 8 de marzo donde dictó cursos gratuitos a jóvenes de 18 a 24 años sobre el oficio de soldador.
El curso se trató en una iniciativa integral de Formación en Soldadura teórico-práctica, que se llevó a cabo de manera intensiva, con un tiempo estimado de 120 horas. El objetivo de la formación fue generar un aprendizaje en las personas que son parte del grupo seleccionado con posibilidades de acceder a la empresa y ser parte de la gran familia de Bertotto Boglione. Sin embargo, más allá de las intenciones de la compañía en poder capacitar futuros empleados propios, el foco es generar manos de obra capacitada para cualquier empresa que necesite este tipo de oficios, realizando un aporte que tiene más que ver con lo social que con la empresa en sí misma.
En ese sentido, Mariana Mallia, parte del equipo de Recursos Humanos y responsable de la actividad, comentó que los requisitos para participar del mismo fueron estudios secundarios completos y disponibilidad horaria. Las clases fueron prácticas y teóricas, con modalidad presencial siguiendo todos los protocolos de Covid 19. La duración fue de un mes y participaron 10 personas.
Mallia agregó también que los docentes que dictaron las materias de Introducción a la interpretación de planos, procesos de soldadura, introducción a la higiene y seguridad, introducción a la calidad y corte, son formadores internos de la empresa que se han convertido en referentes de cada conocimiento, además de tener una gran pasión por enseñar.
Certificados y diplomas
Bertotto Boglione entregó, además, diplomas que demuestran que la cursada finalizó en tiempo y forma, cumpliendo todos los objetivos programados y las pautas establecidas. Cabe destacar que todos los participantes de la primera edición están actualmente trabajando en la empresa.
Mientras que Excelerate Energy trabaja a contrarreloj para re-instalar el barco regasificador Excelsior en el muelle de MEGA en Bahía Blanca, la empresa estatal IEASA (ex Enarsa), lanzó el viernes a última hora el tender para importar 13 cargamentos de gas natural licuado.
Está previsto que el primer buque arribe el 29 de mayo y el último el 18 de agosto. Durante junio arribarán cuatro cargamentos, otros cinco lo harán en julio y tres en el mes de agosto.
Esta licitación se suma a los 24 cargamentos de LNG que ya había adjudicado IESA el mes pasado para la terminal regasificadora de Escobar y así cubrir la demanda prioritaria de invierno. Se estima, en total, que el país licitará este año unos 55 cargamentos de LNG, un 55% más que en 2020, cuando se compraron 33 barcos metaneros.
De acuerdo al cronograma elaborado entre IEASA e YPF, el buque de Excelerate tendrá que estar operativo a partir del 26 de mayo y entre el 1º de junio y el 31 de julio deberá inyectar al sistema 28.500 millones de pies cúbicos por día de LNG regasificado. Durante el mes de agosto, la entrega descenderá a 7.000 millones diarios.
Será la segunda vez que el buque Excelsior se instala en la terminal de Bahía Blanca. La anterior fue entre 208 y diciembre de 2018 y se convirtió en uno de los principales pulmones gasíferos del país. Tiene capacidad para inyectar poco más de 18 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) incrementó su personal un 33,4% desde la intervención concretada el 17 de marzo de 2020. Cuando Federico Bernal fue designado como interventor, el organismo tenía 413 empleados y en el último registro de personal, al que accedió EconoJournal, figuran 551 personas. El crecimiento de la plantilla coincide paradójicamente con una reducción sustancial de las auditorías de campo, forzada por la pandemia y la obligación de trabajar de manera remota. EconoJournal consultó al interventor sobre este tema pero no obtuvo respuesta.
El presupuesto ejecutado del Enargas el año pasado fue de 2156,3 millones de pesos, un 61,9% más que en 2019. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), que también está intervenido hace un año, gastó 705,9 millones, un 18% más que en 2019.
El Enargas regula el servicio de gas en todo el país, mientras que el ENRE solo en el Área Metropolitana de Buenos Aires. Eso explica el mayor presupuesto del Enargas, pero el crecimiento porcentual acelerado de ese presupuesto con respecto a 2019 se debe fundamentalmente a la partida salarios y a los contratos de servicios.
Nuevas gerencias, áreas y coordinaciones
A través de la resolución 345/20, se creó la gerencia de Innovación Tecnológica, debajo de la cuál ahora funcionan cuatro áreas creadas por la misma resolución: 1) Nuevas Tecnologías, 2) Transformación Digital e Inteligencia Artificial, 3) Sustentabilidad Socioeconómica del Servicio Público, y 4) Coordinación de Mesas de Innovación Tecnológica. En esas áreas la intervención fue incorporando personal.
Bernal también sumó gente de su confianza a determinadas áreas donde conviven con los funcionarios anteriores que siguen cobrando su sueldo, pero en los hechos quedaron marginados. Por ejemplo, cuando Claudio Oscar de la Fuente estaba al frente de la gerencia de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales, se decidió nombrar a Eric Oscar Salomone Strunz como gerente adjunto. Luego Salomone Strunz quedó a cargo de la gerencia y de la Fuente permaneció como adjunto.
En la gerencia de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales además nombraron un coordinador entre las áreas de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales, pese a que ambas áreas forman parte de la misma gerencia. Por lo tanto, se supone que es el gerente quien debería coordinarlas.
Absorción de personal de la secretaría de Energía
Entre las incorporaciones del organismo figuran una serie de funcionarios que venían desempeñándose en distintas áreas de secretaría de Energía, como Oscar Natale, Juan Pablo Vila Martínez, Pablo Lapun, Juan Francisco Hernández, Victoria Jiménez Vázquez, Nicolás Van Zandweghe, Noelia Abraham, Cecilia Arce y Fernando Ramón.
Esa migración se produjo porque los sueldos y beneficios que otorga el ente regulador son mayores a los del resto de la administración pública ya que se financia con una tasa de fiscalización y control que aportan las 11 licenciatarias del servicio de gas.
Al mismo tiempo, la secretaría de Energía se vio afectada por la pérdida de parte de su personal, el cual no pudo ser reemplazado debido a las dificultades presupuestarias que enfrenta la administración pública.
Nuevas delegaciones
A través de la resolución 72/2020, Bernal renombró en junio a la “Delegación Río Gallegos” como “Delegación Santa Cruz”, creando a su vez la subdelegación Caleta Olivia en esa provincia.
En noviembre también se anunció la creación de una delegación en la provincia de San Luis. “Cuando comenzamos la Intervención nos encontramos con un Ente de espaldas a usuarios y usuarias y al país profundo y autóctono. Con provincias que no contaban con la representación que necesitan. Como la Delegación de Cuyo que comprende a Mendoza y San Luis, cuando San Luis merece tener una representación en su territorio. Nosotros iniciamos una restructuración del Ente porque pensamos en un Organismo Federal. Este es un primer avance que continuará en otras provincias, levantando la bandera del genuino federalismo, como nos pidió el Presidente de la Nación, Alberto Fernández”, aseguró Bernal ese día durante una videoconferencia que mantuvo con el gobernador puntano Albergo Rodríguez Saa.
Nuevas comisiones y mesas
La intervención creó la Comisión de Usuarios Expendedores de GNC (resolución 143/2020), la Comisión de Entidades de Bien Público (resolución 63/2020), la Comisión Pymes (resolución 51/2020), la Comisión de Usuarios Adultos y Adultas Mayores (resolución 164/2020), la Comisión de Usuarios Inquilinos (resolución 55/2020), Comisión de Usuarios de Empresas Recuperadas y Cooperativas de Trabajo (resolución 88/2020), la Comisión de Usuarios Pertenecientes a la Red Nacional de Multisectoriales (resolución 82/2020) y la Comisión de Subdistribuidoras de Gas por Redes (resolución 40/2020)
También creó la “Mesa de Innovación Tecnológica – Medidores Inteligentes” (resolución 377/2020) y la “Mesa de Innovación Tecnológica – Oblea Inteligente (GNC)” (397/2020), la “Mesa de Innovación Tecnológica – Calidad de Aire y Seguridad de Hogares” (resolución 402/2020).
En las resoluciones de creación de estas comisiones y mesas se aclara que las designaciones son ad-honorem, pero su funcionamiento se sostiene con el presupuesto del Enargas.
Desde la Secretaría de Energía se apuraron a bajar el tono empleado por el interventor del ente regulador. Y descartaron la creación de un comité de operación diaria. “Lo que se va a convocar, como todos los años, es una mesa del gas. Pero, por lo general, Bernal le pone pimienta a las notas que firma”, explicó a EconoJournal un colaborador directo de Martínez. Desde el Enargas evitaron responder la consulta de este medio.
¿Qué fue lo que sucedió concretamente?
La semana pasada, una de las mayores comercializadoras del mercado tomó del sistema y vendió a sus clientes industriales 18 millones de metros cúbicos (MMm3) más de lo que efectivamente tenía respaldado por contrato. ¿A dónde fue ese gas? A grandes usuarios, en su gran mayoría industrias, que le habían comprado el gas.
Las comercializadoras funcionan como intermediarios. Se mueven en el mercado entre las petroleras (productores) y los consumidores finales (industrias y otros grandes usuarios). Por eso, suelen jugar comercialmente con mayor riesgo que los productores y muchas veces venden gas que terminan consiguiendo en el mercado spot. Es una práctica habitual. El problema fue que esta vez no había gas disponible en el sistema. Entonces, por más que la comercializadora ofreció pagar un precio súper competitivo para cubrir el gas adicional que consumieron sus clientes, no consiguió gas físico para respaldar sus ventas. Terminó vendiendo gas que tenía otra nominación. A raíz de eso, la presión en el sistema de gasoductos empezó a caer porque se consumió más gas del que efectivamente se inyectó.
¿Por qué faltó gas en el mercado?
De arrastre, porque la caída de la producción se extendió durante todo el año pasado por la pandemia y el Plan Gas Ar —el programa que lanzó el gobierno para estimular la oferta— aún no logró revertir la declinación. Por eso hay menos gas. Sin embargo, puntualmente, la semana pasada se realizaron, en simultáneo, tres paradas de mantenimiento en grandes yacimientos de gas del país: Alfa y Magallanes (Enap Sipetrol), en la cuenca Austral; y Fortín de Piedra (Tecpetrol), en la cuenca Neuquina.
¿Quién autorizó, por acción o por omisión, que los tres mantenimientos se concretaran al mismo tiempo justo cuando la oferta de gas está justa?
El Enargas es el organismo encargado de controlar, junto con las transportistas TGN y TGS, los problemas en el sistema de gasoductos. Por los tres mantenimientos se perdió una oferta de más de 10 MMm3/día de gas.
“La última semana se verificó una insuficiencia de oferta en el sistema, la cual se manifestó principalmente en un faltante de oferta de gas para cierto segmento de la demanda y como consecuencia de dicha insuficiencia, una pérdida en el linepack (presión) del sistema de transporte, situación que, de continuar sin las debidas acciones preventivas podría poner en riesgo la confiabilidad del sistema de transporte, a su vez ocasionando graves perjuicios en el servicio regular y continuo a los consumidores”, expresó el ente regulador en una de las dos notas enviadas el viernes.
En la Secretaría de Energía le restaron gravedad al escenario. Pero las notas dejan en evidencia la falta de coordinación entre actores que deberían actuar de forma mancomunada. La Secretaría, el Enargas, IEASA (ex Enarsa) y Cammesa son dependencias o empresas que, en todos los casos, están controlados por funcionarios de gobierno. Pero es evidente que falta cohesión en la toma de decisiones.
¿Qué alternativas había para resolver el problema?
La opción lógica era que la comercializadora corte los contratos con sus clientes ‘interrumpibles’. Es decir, que por la falta de gas se corte el suministro a las industrias sin transporte en firme.
Políticamente, para el Enargas y para el gobierno en su conjunto, hubise sido una alternativa más costosa que la que finalmente ocurrió.
Se podría haber atacado el problema en un comité de emergencia, a fin de corregir el desbalance mediante la inyección de gas de algún productor, pero el ente regulador evitó esa instancia formal.
Cambio de fondo
Más allá de este desbalance puntual, que no es el primero ni será el último en el sistema de transporte (eran frecuentes durante los años de cortes a las industrias en el invierno), este año marcará una novedad en cuanto a la operatoria del despacho de gas.
El Plan Gas Ar, que licitó la compra de gas para abastecer a un bloque contraestacional conformado por los hogares y el parque de generación termoeléctrica (en el invierno, el gas lo utilizan los usuarios residenciales, en el verano las centrales térmicas), cambió la forma en que modula el sistema.
El pasaje de la nota enviada por Bernal que describe los problemas del sistema de gas.
Hasta el año pasado, quien modulaba el despacho era Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico. Cuando faltaba gas en los caños, switcheaba las usinas a combustibles líquidos (gasoil y fuel oil) para liberar gas para los hogares y las industrias.
Esa dinámica cambió a partir de 2021. Cammesa tiene ahora parte de su demanda de gas contratada en el Plan Gas Ar. Aún así, está consumiendo una buena cantidad de combustibles líquidos (en abril importará dos cargamentos de gasoil), pero sin el paraguas del Plan Gas seguramente habría consumido más.
Es decir, el sistema ya no modula únicamente a través de Cammesa, sino que lo hace a través de los grandes usuarios. Por eso, para las industrias será más difícil —y mucho más caro— asegurar su demanda de gas. Eso es lo que preocupa a las comercializadoras, que deberán ser todavía mucho más creativas para defender su cuota de mercado.
Director de la diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos y la Energía de la Universidad Austral y Socio del Estudio Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen.
El Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones (DNU 234/2021), publicado el miércoles en el Boletín oficial, toma como base el Decreto 929/2013 donde ya existe el derecho de comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación.
Si bien beneficia a proyectos de inversión de 100 millones de dólares y para ciertas exportaciones primarias que van más allá de las hidrocarburíferas (como la industria manufacturera y agroindustriales), estas diferencias no parecerían ser relevantes para el sector de hidrocarburos.
Decreto 929/2013
El Decreto 929/2013 da derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en los Proyectos alcanzados, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables.
Los beneficiarios tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del 20% de hidrocarburos líquidos o gaseosos.
En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el Régimen Promocional gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.
La Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas debía establecer por vía de reglamentación a tales fines un mecanismo de compensación pagadero en pesos. Además, se otorgaba a los productores de hidrocarburos enmarcados en el régimen el “derecho prioritario” a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación.
Ley de Hidrocarburos
La Ley de Hidrocarburos N° 27.007, dirigida sobre todo a promover inversiones en Vaca Muerta, incorporó al Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado mediante ese decreto 929/13, a los proyectos que impliquen la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a US$ 250 millones calculada al momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros tres años del proyecto.
Los beneficios previstos en dicho decreto se reconocerán a partir del tercer año contado desde la puesta en ejecución de los respectivos proyectos.
El porcentaje de hidrocarburos respecto del cual se aplicarán los beneficios será el siguiente:a) Explotación Convencional: veinte por ciento (20%).
b) Explotación No Convencional: veinte por ciento (20%).
c) Explotación costa afuera: sesenta por ciento (60%).
Conclusiones
El DNU 234/21 publicado el miércoles 7 de abril beneficia a proyectos de inversión de 100 millones de dólares en ciertas exportaciones primarias que van más allá de las hidrocarburíferas (como la industria manufacturera y agroindustriales). El 929/2013 requería inversiones de 250 millones en explotación convencional o no convencional. Sin embargo, estas diferencias no parecerían ser relevantes para el sector de hidrocarburos.
Lamentablemente, las medidas promocionales establecidas en el Decreto 929/2013 y en la ley 27.007 no se cumplieron y el DNU 234/2021 no parece tener en cuenta esos antecedentes, por lo que no queda claro qué sucede con los Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos aprobados con anterioridad, los compromisos de inversión y los beneficios promocionales ya comprometidos.
Por otra parte, el reciente DNU 234/21 es más restrictivo que el Decreto 929/2013 y la Ley de Hidrocarburos 27.007, porque no ofrece garantías en los casos en que hay restricciones a las exportaciones por desabastecimiento de la demanda interna. Y el beneficio que otorga de “libre aplicación” de las divisas de exportación a pasivos y dividendos queda limitado anualmente al 25% de las divisas ingresadas, es decir, no mejora significativamente las condiciones de acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) que ya se establecen mediante Comunicaciones BCRA “A” 7123 y 7168. Además, las divisas generadas por las exportaciones quedan fuera del cómputo de los 100 millones de USD de inversión para gozar del beneficio, lo cual carece de sentido por la fungibilidad de las divisas.
El otorgamiento de estabilidad normativa en materia cambiaria por el término de 15 años contados a partir de la fecha de la emisión de Certificados de Inversión para Exportación previsto en el artículo 15, la cual consiste en que los beneficios otorgados no podrán ser afectados por la normativa cambiaria que se dicte estableciendo condiciones más gravosas que las que se encuentran contempladas, busca morigerar la desconfianza generada por las experiencias anteriores, pero no alcanza para generar condiciones suficientes para el shock de inversiones en exportaciones que necesita el país.
Vaca Muerta fue un éxito relativo: se mejoraron los niveles de eficiencia (reducción del 67% en los costos directos de extracción en 8 años) y se incorporaron 19 mil millones de m3 de gas y casi 7 millones de m3 de petróleo anuales. Sin embargo, la mayor producción de no convencional no pudo compensar el declive del convencional, y la oferta total se redujo. Y, fundamentalmente, los resultados no son proporcionales a la magnitud de la riqueza ni a las expectativas cifradas.
Si bien hay limitaciones propias del sector, por el tamaño de la demanda local la principal fuente de crecimiento de Vaca Muerta será la exportación. Y es allí donde aparece la gran restricción: la macroeconomía argentina.
No hay exportación de hidrocarburos sin infraestructura. Y no hay infraestructura sin horizontes largos de inversión y acceso fluido al financiamiento de largo plazo.
La explotación de los recursos no convencionales requiere de planes que circunvalen la incertidumbre macroeconómica. Los privados y el sector público deberían acordar esquemas operativos y de financiamiento que desacoplen a Vaca Muerta del riesgo argentino.
Inversión y eficiencia
Las inversiones en recursos hidrocarburíferos no convencionales de la Argentina fue exitosa durante los últimos 10 años. Se avanzó en la curva de aprendizaje, con su correlato inmediato en la mayor eficiencia industrial, se incorporaron tecnologías disruptivas y necesarias para un desarrollo totalmente distinto y mucho más capital intensivo que la modalidad convencional. Pocos sectores innovaron, avanzaron y cambiaron tan dramáticamente su función de producción en la Argentina del siglo XXI, y los resultados fueron impresionantes.
El sector petrolero fue alcanzando estándares de eficiencia productiva y de costos que en general siempre había desdeñado. El resultado positivo es concreto y se pone de manifiesto en la reducción de los costos unitarios y en los volúmenes producidos.
Entre 2012 y 2020, el costo directo de extracción de petróleo no convencional medido en dólares por barril (“lifting cost”) se redujo un 67% y el costo de desarrollo (la inversión necesaria por barril) se contrajo un 85%, describiendo a las claras el impacto de la tecnología y la maduración que experimentó el sector. Se incorporaron a la matriz energética 19 mil millones de m3 de gas y casi 7 millones de m3 de petróleo no convencionales. Mientras que en 2010 la producción no convencional era casi inexistente, en 2020 representó un 43% del gas total y la cuarta parte del petróleo total.
Pero el éxito fue relativo. La producción no convencional desplazó a la convencional, aunque fue insuficiente para que la producción total creciera. Es decir, la mayor producción de no convencional no alcanzó a compensar el declive del convencional, y la oferta agregada se redujo.
Sin embargo, no se puede hablar de éxito y ni siquiera de éxito relativo cuando se analizan los resultados vis à vis los recursos abundantes existentes y las expectativas que se habían generado. Diez años después de sus albores, la producción de no convencional no es proporcional a la relevancia del recurso en el contexto mundial: la Argentina es la segunda reserva mundial de shale gas y la cuarta de shale oil. Por otro lado, lejos está hoy de constituirse en un gran actor exportador y pelearle alguna posición al agro.
Hay limitaciones concretas para un desarrollo completo de Vaca Muerta a la medida de la riqueza de sus recursos y de las expectativas.
Problema macroeconómico
Varias cuestiones están asociadas a problemáticas específicas, como la frágil situación financiera de YPF, el principal jugador en petróleo (46% del mercado) y gas (27%), la alta concentración entre los operadores, o discusiones alrededor de la presión fiscal y los esquemas laborales. No obstante, las principales limitaciones no parecen estar conectadas muy íntimamente con la realidad intrínseca del sector ni a sus variables microeconómicas, sino a elementos exógenos.
El tamaño y las características del mercado interno constituyen una restricción fuerte. La demanda local de gas y petróleo es insuficiente para empujar con fuerza un desarrollo total del sector. Se pueden realizar esfuerzos ingentes para masificar el gas natural, o transformar los recursos en insumos petroquímicos, pero la realidad indica que no serán suficientes para sostener una demanda creciente y persistente en el tiempo. Esta realidad es más compleja si se le suma la estacionalidad natural que tiene la demanda (especialmente en el caso del gas) y los cambios recurrentes en las regulaciones y en las condiciones de mercado.
El gran obstáculo es el macroeconómico. La conformación de un centro exportador de combustibles y de energía requiere necesariamente de inversiones de infraestructura significativas, del tipo que la Argentina ya no despliega hace mucho tiempo, salvo contadas excepciones que confirman la regla. Son inversiones comparables al oportuno desarrollo de la red ferroviaria y portuaria para apalancaron el complejo agroexportador. No hay exportación de hidrocarburos sin infraestructura. Y no hay infraestructura sin horizontes largos de inversión y acceso fluido al financiamiento de largo plazo.
La inestabilidad macroeconómica, la incertidumbre asociada al flujo de divisas, los cambios intempestivos en la política general y energética en particular, y la situación de casi permanente default, hacen inviables la extensión masiva de redes eléctricas y de autopistas, y también de gasoductos, grandes plantas de licuefacción y nuevos puertos. Es decir, las condiciones macroeconómicas afectan al desarrollo de la infraestructura de la economía argentina en su totalidad, y también al sector hidrocarburífero. El férreo control de cambios y el altísimo nivel del riesgo país son elementos que le dan nitidez al a descripción de precariedad macroeconómica.
Es doloroso que la Argentina no sea capaz de desarrollar su infraestructura exportadora, cuando las condiciones de liquidez internacional son excepcionalmente propicias. Puede sonar antipático y hasta fantasioso, pero si los recursos de Vaca Muerta en lugar de estar depositados en el centro sur de la República Argentina estarían instalados en países con estabilidad macroeconómica y acceso al financiamiento internacional, estarían quizás plenamente desarrollados. Para ir al extremo, ¿alguien se imagina el tamaño del flujo exportador de países como Chile o Uruguay si tuvieran la gracia de ostentar semejante recurso entre sus activos?
No parece ser muy esperanzador supeditar el desarrollo del sector gas y petróleo no convencional a que la Argentina alcance estabilidad macroeconómica y normalice su status en el contexto financiero internacional. La espera podría ser muy larga, y eventuales y probables cambios en la matriz energética mundial podrían finalmente inutilizar para siempre la riqueza actual. El desarrollo pleno de Vaca Muerta, lamentablemente, no puede esperar a la macro argentina.
La inversión en la fractura y perforación en baja escala es posible porque elude medianamente los vaivenes macroeconómicos: recupera buena parte de la inversión en un mismo mandato presidencial. No sucede los mismo con la infraestructura necesaria para la exportación, que implica invertir durante más de tres años y recoger los frutos en quince.
El aprovechamiento de la oportunidad que representan los recursos no convencionales requiere de la instrumentación de planes que circunvalen la incertidumbre macroeconómica y apuntalados en la demanda externa, para desplegar un esfuerzo inversor en infraestructura. Para ello, los actores privados y el mismo sector público deberían proponer esquemas operativos y de financiamiento que desacoplen a Vaca Muerta del riesgo argentino.
Las cámaras de los tres segmentos que componen el sector eléctricos —distribuidoras, transportistas y generadoras— participaron ayer de una audiencia convocada por el Ministerio de Trabajo para encauzar la negociación salarial que impulsa Luz y Fuerza, el gremio que conduce Guillermo Moser.
El sindicato reclama un aumento del 29,5%, apenas por encima de la pauta inflacionaria que definió el gobierno a principios de año. Sin embargo, las compañías respondieron en bloque que no se sentarán a negociar sueldos hasta que el Ejecutivo defina qué pasará con las tarifas de electricidad. Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes privadas y sindicales.
Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, indicó esta semana que aún no está definido cómo se resolverá la cuestión tarifaria. “Las tarifas de Edenor y Edesur directamente pueden no aumentar o subir un 7% o un 9%”, declaró en diálogo con este medio. Frente a esa incertidumbre, las empresas nucleadas en Adeera (distribuidoras), Ageera (generadoras) y Ateera (transportistas) expresaron ayer en la cartera que dirige Claudio Moroni que no están en condiciones de ofrecer una propuesta de mejora salarial hasta no tener en claro qué sucederá con sus ingresos. A raíz de eso, se pasó a un cuarto intermedio hasta el jueves próximo.
Objetivos
El planteo de las empresas tiene, al menos, dos objetivos, uno de máxima y otro de mínima. En el mejor de los casos, apuntan a que el sindicato pueda ser un factor que ayude a destrabar el aumento tarifario. “No es un nuestro rol discutir tarifas con los gobiernos, ni en los años en que las empresas ganan mucha plata ni en los más complicadas”, sostuvo Moser ante la consulta de EconoJournal.
De mínima, los privados apelan a incluir al gobierno en la discusión de paritarias con Luz y Fuerza. Durante el segundo gobierno de Cristina Kirchner, como las tarifas llevaban años de congelamiento, las subas de salarios se cubrieron, por momentos, con aportes directos del Estado o mediante la autorización oficial para financiar la suba de sueldos incrementando la deuda de las distribuidoras con Cammesa.
Para los generadores con centrales viejas es más complejo, porque la remuneración que perciben está congelada desde febrero de 2020. Por eso, aseguran que están difiriendo mantenimientos obligados en los ciclos y advierten que no tienen fondos para otorgar aumentos de salarios.
¿Qué es lo que reclama Moser?
El titular de Luz y Fuerza tiene abiertas unas 70 negociaciones paritarias a nivel nacional. Salvo en Capital y en la Patagonia, tiene a su cargo la discusión con empresas ubicadas en todo el país. Asegura que el año pasado, el aumento salarial fue de un 31 por ciento, por debajo de la inflación registrada pero bastante por encima del aumento alcanzado por la mayoría de los gremios.
En febrero de este año, Luz y Fuerza firmó una paritaria salarial con Nucleoeléctrica Argentina (NASA), que opera las centrales nucleares, para aumentar un 29,5% los sueldos de los trabajadores enrolados en esa compañía estatal.
Al resto de las compañías eléctricas, el gremio les propuso lo mismo: una recomposición de salarios en tres o cuatro cuotas. Pero hasta la semana que viene no habrá novedades al respecto.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, se reunió con la Cámara Eólica Argentina (CEA) para analizar cómo liberar la capacidad de transporte eléctrico de proyectos del programa Renovar que, si bien firmaron los contratos, no se llevarán a cabo.
“Durante la reunión se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector”, informó la CEA en un comunicado.
Según pudo conocer este medio, en la reunión también se evaluó la posibilidad de destrabar las restricciones impuestas por el Banco Central sobre el acceso al mercado cambiario, que impactó en el sector. Además, que se agilice la devolución del IVA y los beneficios a través del certificado fiscal.
La reunión
En la reunión participaron los miembros de la Comisión Directiva de la CEA, entre los que se encontraban su presidente, René Vaca Guzmán (de la compañía PCR); Gastón Guarino (GRI Calviño); Gustavo Castagnino (Genneia); Andrés Gismondi y Héctor Ruiz Moreno (Vestas).
Por su parte, el subsecretario afirmó que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”. Y agregó que el “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.
En el comunicado, la CEA manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.
Desde la cámara se mostraron satisfechas con la reunión, asegurando que continuarán trabajando en conjunto con las autoridades con el objetivo de buscar soluciones a los desafíos del sector, con el foco puesto en cumplir con los compromisos de la Argentina respecto al cambio climático y a la generación de más y mejor empleo local, destacó el comunicado.
La CEA, creada en 2017, reúne a toda la cadena de valor del sector, incluyendo a los generadores, que representan más del 70% de la energía eólica del país, también a los principales tecnólogos, a los fabricantes más importantes de componentes y a proveedores de servicios. Actualmente agrupa a más de 20 empresas.
Grandes empresas de Estados Unidos expresaron su preocupación ante el avance de una serie de proyectos de ley en Texas para reforzar la red eléctrica, los cuales encarecerán el costo de las energías renovables. Si las iniciativas prosperan, los grandes generadores de energía eólica y solar deberán absorber mayores costos por los servicios auxiliares contratados en la red.
Partnership for Renewable Energy Finance (PREF), la asociación que reúne a grandes compañías inversoras en energías renovables, envió una carta al gobernador, al vicegobernador y al presidente de la Cámara de Representantes de Texas en la que pide que se opongan a los cambios en los servicios auxiliares propuestos en al menos tres proyectos de ley en la legislatura estatal. La carta lleva la firma de integrantes como Google, Amazon, BlackRock y Bank of America, entre otros.
“Nuestras empresas han invertido miles de millones de dólares en el Estado, en parte debido a nuestra confianza en el entorno empresarial históricamente amigable de Texas. Esta confianza se vería socavada por legislaciones propuestas como los proyectos de ley 1278 y 4466, y una enmienda al proyecto nº 3 del Senado, que reescribe retroactivamente las reglas de mercado en las que se basaron los inversores e impone nuevas y onerosas cargas de costos”, advirtió PREF.
Servicios auxiliares
El texto del proyecto nº 3, aprobado por unanimidad en el Senado y ahora bajo análisis de la Cámara de Representantes, establece en la sección 13 que el ente que opera la red de transmisión en Texas, ERCOT, deberá proveerse de los servicios auxiliares necesarios “para gestionar los impactos de los recursos de generación intermitente” y “asignar los costos por esos servicios de forma directa a los generadores intermitentes”. Estos generadores son los parques eólicos y solares.
Los servicios auxiliares son las operaciones para mantener la estabilidad y fiabilidad de la red de transmisión. Sirven básicamente para reducir o incrementar de forma inmediata o en el corto plazo la oferta de electricidad, de forma tal de garantizar el flujo continuo de electricidad y mantener estable la frecuencia de la red (el estricto balance entre oferta y demanda).
Por ejemplo, algunos generadores o grandes usuarios de energía (como las acerías) ofrecen aumentar el suministro de electricidad a la red o disminuir su demanda a un precio determinado en el mercado diario. ERCOT compra esas garantías para asegurarse de que los recursos adicionales puedan estar disponibles rápidamente si se producen interrupciones inesperadas en la red.
Para algunos legisladores la creciente penetración de la generación eólica y solar podría impulsar la necesidad de garantizar más servicios auxiliares, especialmente en los momentos diarios de pico de generación. Por lo tanto, las compañías generadoras que utilizan fuentes renovables deberían afrontar esos costos adicionales.
Críticas y polémica
Los proyectos impulsados en la legislatura reavivaron la polémica de febrero pasado, cuando una ola polar dejó fuera de servicio a la mitad del parque generador eléctrico, provocando cortes de luz que duraron días y posteriores protestas por aumentos inusuales en las boletas de luz. El gobierno señaló en un primer momento que un gran factor en la debacle del sistema fue el congelamiento de las turbinas eólicas, pese a que la caída generalizada del parque termoeléctrico tuvo un impacto mucho mayor.
PREF remarcó en su carta que los cambios propuestos “parecen basarse en la premisa de que la energía renovable fue desproporcionadamente responsable de los cortes de energía de febrero, una tesis que ha sido inequívocamente desacreditada”. “Todas las formas de generación requieren el apoyo de servicios auxiliares, pero estas medidas trasladarían de manera inapropiada e injusta el costo de los servicios eléctricos auxiliares exclusivamente a generadores renovables”, dijo la asociación.
En un tono más duro se expresó Advanced Power Alliance (APA), otra asociación de empresas con activos en energías renovables en Texas y cuatro Estados más. “Estas leyes son políticas innecesarias y discriminatorias que aumentarán los costos para los consumidores residenciales, comerciales e industriales”, dijo la asociación en un comunicado. Coincide con PREF en que “todos los generadores crean alguna necesidad de servicios auxiliares”.
APA también destacó que en ERCOT “las compras de servicios auxiliares se han mantenido relativamente estables, mientras que la generación de energías renovables ha aumentado un 262% durante la última década”.
Contra la corriente
Los proyectos van en dirección contraria a la agenda de transición energética del gobierno federal. La administración demócrata presentó la semana pasada una serie de iniciativas para acelerar el despliegue de la energía eólica offshore.
Texas es el principal Estado generador de energía eólica y tiene un gran potencial en offshore. Pero según PREF los cambios propuestos “socavarían decisiones de inversión anteriores y erosionarían la confianza en que el estado continuará brindando la estabilidad financiera necesaria para futuras inversiones en energía”.
No obstante, la creciente penetración de las energías renovables en las matrices de generación eléctrica plantea importantes desafíos a la hora de garantizar la fiabilidad de las redes. North American Electric Reliability Corporation (NERC), la entidad encargada de desarrollar y hacer cumplir los estándares de seguridad obligatorios en Estados Unidos, indicó que existe un riesgo creciente relacionado con la alta penetración de las renovables en algunas regiones.
La adición de energía eólica y solar, junto con el crecimiento continuo de los recursos energéticos distribuidos y el retiro de la generación convencional, «están cambiando fundamentalmente la forma en que se planifica y opera la red», señaló NERC en su último informe de Evaluación de Seguridad a Largo Plazo. Incluso cuando la capacidad del sistema es suficiente algunas áreas podrían tener insuficiente energía para atender la demanda. Sobre Texas, el informe concluyó que el aumento de la penetración de la energía eólica «está aumentando el riesgo de reducción en las reservas operativas durante horas distintas a la hora de carga máxima diaria».
Fernando Bonnet será el nuevo Gerente General de la empresa eléctrica Central Puerto. Bonnet ingresó a la compañía en 2008 para desempeñarse en el área de finanzas y durante sus años en la empresa, fue desarrollando distintas tareas hasta llegar a ser el Director de Finanzas (CFO). En este cargo, se destacó por haber gestionado el financiamiento necesario para la expansión de la empresa, incluyendo el desarrollo de los proyectos de generación renovable. A su vez, lideró el proceso de cotización de la firma en la bolsa de Nueva York.
Su último rol fue el de Director de Operaciones (COO), posición desde la cual lideró las operaciones de la compañía. Bonnet es contador público por la Universidad de Buenos Aires y ha realizado un MBA en el IAE de la Universidad Austral.
En el marco de su nombramiento, Bonnet señaló: “Hace más de 12 años que formo parte de Central Puerto y es un orgullo asumir el desafío de liderar una empresa con una enorme trayectoria y compromiso con el desarrollo del sector energético. En esta nueva etapa de liderazgo, asumo la responsabilidad de continuar el camino del crecimiento de nuestra empresa como de las personas que la componen contribuyendo a nuestro propósito de generar energía en forma eficiente y de modo sustentable”.
El secretario de Energía, Darío Martínez, el embajador argentino en China, Sabino Vaca Narvaja, y el director de Nucleoeléctrica Argentina, Isidro Baschar, mantuvieron una reunión por videoconferencia con directivos de la Agencia Nacional de Energía de China (NEA) y la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC), en la que acordaron avanzar en las gestiones para la construcción de una nueva central nuclear en nuestro país.
Los representantes de ambos países repasaron el estado de las negociaciones para la construcción en la Argentina de una cuarta central nuclear de tecnología china. También, se evaluó la posibilidad de potenciar un vínculo bilateral que contemple otras áreas de cooperación, como la exportación argentina de servicios y componentes para proyectos nucleares chinos, como la extensión de vida de centrales nucleares en el país asiático.
El director de Nucleoeléctrica Isidro Baschar destacó la importancia de la reunión y de la firma de las minutas el pasado enero. Además, extendió sus felicitaciones a la contraparte china tanto por la puesta en marcha y el inicio de la operación comercial de la unidad 5 de la Central Nuclear de Fuqing, de referencia para el proyecto en la Argentina, así como también por la puesta en marcha del primer reactor de tecnología Hualong fuera de China, la unidad 2 del Complejo Nuclear de Karachi en Pakistán.
En este sentido, también destacó que “el rol de liderazgo de la industria nuclear china no solo contribuye y contribuirá de forma significativa al desarrollo del país asiático, sino que representa un aporte fundamental para la consolidación del rol de la energía nuclear a nivel internacional en el marco de los desafíos ambientales que enfrenta el mundo”. Esta situación, agregó, no es ajena a un país con la tradición nuclear como la de la Argentina.
La construcción de una nueva central nuclear permitirá sostener la diversificación de la matriz energética, asegurar el suministro de energía confiable, segura y limpia. En este sentido, cabe destacar que el sostenimiento de la energía nuclear como fuente de generación de energía contribuirá con el cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por la Argentina en lo que refiere al cambio climático.
La cuarta central nuclear
Las negociaciones contemplan la construcción del reactor HPR1000 conocido como Hualong, del tipo Pressurized Water Reactor (Reactor de Agua Presurizada) o PWR por sus siglas en inglés, de 1200 MW de potencia bruta, que combina sistemas activos y pasivos de seguridad.
Estaría ubicada en el Complejo Nuclear Atucha, en Lima, partido de Zárate, donde ya funcionan las plantas Atucha I y Atucha II. El Hualong fue diseñado por CNNC sobre la base de la experiencia china en el diseño, construcción y operación de centrales nucleares.
Gracias a las mejoras sistemáticas basadas en equipos y tecnologías probadas y utilizadas en reactores PWR en funcionamiento o en construcción, los niveles de seguridad del reactor Hualong son significativamente elevados y los riesgos de retraso durante la construcción se reducen.
Nucleoeléctrica Argentina S.A es la empresa operadora de las centrales nucleares argentinas Atucha I, Atucha II y Embalse. También, es la encargada de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la eventual construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional.
El fondo de inversión Gramercy y José Luis Manzano controlan desde septiembre Araucaria Energy, empresa eléctrica que opera cuatro centrales térmicas en la provincia de Buenos Aires. Su desembarco se produjo luego de que la compañía cayó en default y contó con el respaldo de BlackRock y Fidelity, principales acreedores. Estos últimos fondos, que tienen derecho de preferencia para cobrar la deuda, habían dado plazo hasta el 31 de marzo para regularizar los pagos, pero como aún no hubo acuerdo se presentaron ante la justicia canadiense para pedir la intervención de la firma y su puesta en venta para cobrar la deuda.
José Luis Manzano (Integra) y Larry Fink (BlackRock)
La jugada de BlackRock y Fidelity
Gramercy firmó con Integra, una sociedad controlada por Manzano, un acuerdo en septiembre para repartirse en partes iguales las acciones de Araucaria Energy. El entendimiento se produjo luego de que la firma entrara en default a comienzos de 2020 por no pagarle a Gramercy una cuota del préstamo de US$ 220 millones que el fondo le había otorgado a la canadiense Stoneway Capital, controlante de Araucaria.
El resto de los acreedores de Araucaria, entre los cuales figuran BlackRock y Fidelity, avalaron ese acuerdo con la condición de que la firma renegociara la deuda que mantiene con ellos y presentara ante la justicia canadiense el convenio final para su homologación.
El plazo para llegar a un acuerdo se venció el pasado 31 de marzo y, como no hubo avances, los fondos, que tienen preferencia de cobro, se presentaron el jueves ante la justicia de Canadá para solicitar amparo bajo la Ley de Acuerdos de Acreedores de Sociedades Comerciales (Companies’ Creditors Arrangement Act, CCAA, según su sigla en inglés). La CCAA es una ley federal de Canadá que establece un mecanismo ordenado y supervisado para la reestructuración de los negocios de empresas insolventes con deudas superiores a US$ 5 millones.
Como no les pagan, lo que le piden al juez es que designe a un Oficial Responsable de la Reestructuración (Chief Restructuring Officer, CRO), investido de atribuciones para dirigir las operaciones, la administración y los asuntos financieros de Stoneway Capital Corporation, Stoneway Energy International LP y Stoneway Energy LP. En caso de prosperar el pedido, el CRO, tal como se lo denomina técnicamente, sería Deloitte Restructuring Inc.
Si fuera necesario, el CRO podría avanzar con la venta de la empresa para que los fondos puedan cobrar su deuda. Si eso pasa, Gramercy no va a poder recuperar el préstamo de US$ 220 millones porque, a diferencia de los otros fondos, no tiene derecho de preferencia y debería ir al final de la fila de acreedores.
Estrategia defensiva
Para evitar esa maniobra, Gramercy se presentó en Estados Unidos y va a pedir que se reorganice la empresa bajo el Capítulo 11 del Código de Quiebras de ese país, proceso similar al de una convocatoria de acreedores y que le permitiría evitar que la compañía se venda. No obstante, desde Araucaria aseguraron a EconoJournal, que existe voluntad de diálogo y siguen negociando con los acreedores para alcanzar un acuerdo.
Araucaria construyó las cuatros centrales durante la presidencia de Mauricio Macri y tiene firmados contratos PPA en dólares con CAMMESA. Las partes que intervienen en la disputa y fuentes oficiales coincidieron ante EconoJournal en que esos contratos no están en riesgo, siempre y cuando la empresa no vaya a la quiebra y eso derive en una disolución de la sociedad.
«La compañía mostró siempre buena fe en la negociación con los bonistas y una firme voluntad de apoyar la continuidad del negocio, entendiendo que una solución consensuada que preserve el valor del activo, de calidad estratégica para el sistema energético argentino, es la mejor solución para todas las partes«, indicaron fuentes cercanas a Araucaria. «La solicitud de protección bajo el Chapter 11 implica el inicio de un proceso que permitirá a la empresa llevar adelante su reorganización a fin de afrontar sus compromisos financieros, sin poner en riesgo la operación de sus subsidiarias argentinas«, agregaron.
El origen del conflicto
Araucaria se constituyó el 26 de abril de 2016 bajo el control de la canadiense Stoneway Capital Corporation y emitió un proyect bond por US$ 500 millones en el mercado norteamericano para invertir en la Argentina. Al poco tiempo se adjudicó la instalación de cuatro usinas térmicas por un total de 686 megawatts de potencia. La empresa se hizo de otros US$ 163,5 millones en bancos argentinos, como el Ciudad.
Stoneway Capital, establecida en New Brunswick, estaba controlada por Stoneway Group LP, en la que participaban el inversor Rogelio Nores y So Energy International.
En el primer trimestre del año pasado, la compañía entró en default al no pagar una cuota (maturuty) de US$ 30 millones correspondiente a un préstamo de US$ 220 millones que Gramercy le había otorgado a Stoneway Capital.
Gramercy, fondo conducido en Argentina por Gustavo Ferraro, tomó entonces las riendas de la compañía y designó a Roberto Helbling y a Juan Ignacio Sánchez Alcazar, para tratar de ordenar la situación contable de la eléctrica. A su vez, Rogelio Nores llegó a un acuerdo con José Luis Manzano, ex ministro del Interior de Carlos Menem, y le cedió el control legal de la firma.
Manzano se posicionó en los últimos 15 años en el sector energético con proyectos en el upstream de hidrocarburos, distribución de gas (ex accionista minoritario de Metrogas) y electricidad (controla Edemsa, la empresa de energía de Mendoza; y selló un acuerdo para desembarcar en Edenor), pero más allá del conocimiento del sector su principal know how es ser un piloto de tormentas acostumbrado a lidiar con este tipo de crisis.
Desde ese momento comenzó una negociación entre Gramercy y Manzano para repartirse las acciones y avanzar en la renegociación de los US$ 660 millones que debe la compañía, fundamentalmente a BlackRock y Fidelity, quienes en ese momento no quisieron desembarcar en la firma, pero buscan asegurarse el cobro de sus créditos.
En la Argentina la actividad minera se concentra a lo largo de la cordillera donde se encuentra la mayoría de las fuentes de oro, plata, cobre, aluminio y zinc. Recientemente, se sumaron las extracciones de litio en Salta y Jujuy, con proyecciones muy interesantes ya que es un mineral de creciente demanda por la industria electrónica.
Ya sea a cielo abierto como en yacimientos subterráneos, la minería trabaja en condiciones climáticas extremas y en terrenos adversos. Es un negocio que debe afrontar costos muy altos, y que está activo las 24 horas durante todo el año. Los equipos son sometidos a una exigencia continua, y por eso los clientes siempre apuntan al segmento premium de máquinas que hayan demostrado solidez y eficiencia en el mercado.
“Preparamos los equipos especialmente, cuando la situación lo requiere, antes de entregarlos para trabajos en minería. Tanto en cuestiones de Seguridad adicionales, por ejemplo en el Modelo MT-X1030 Minning que viene equipado con adicionales para trabajo en Minería Subterránea (protecciones extras en cilindro, cabina con jaula, protección en reflectores, sistema de frenos especial entre otros extras), como por cuestiones climáticas donde se le pueden colocar a los Manipuladores sistemas de precalentamiento para zonas sensibles (tanques hidráulicos, diferenciales, carter del motor).”, señala Sergio Montiel, Gerente de la Unidad de Negocios Repuestos de Grúas San Blas, “En Veladero, donde pueden hacer 25 grados bajo cero, mayoritariamente las máquinas están las 24 hs en marcha, por lo que las equipamos con un sistema de precalentamiento por si deben apagarse, para que la máquina esté tibia y no llegue al congelamiento de los fluidos”.
En la actividad minera, el manipulador telescópico es un aliado indispensable para realizar tareas en forma segura y eficiente. El modelo más utilizado en minería es el Manitou MT-X1030 que cuenta con una pluma de 10 mts de alcance y puede cargar hasta 3000 kilos de peso. Son equipos muy versátiles y multidireccionales. Al tener la posibilidad de giro en las ruedas delanteras y las traseras, tienen un radio mucho más pequeño que las palas cargadoras y son mucho más versátiles que las mismas, no solo por su pluma telescópica sino por la posibilidad de aditamentos intercambiables pudiendo ser al mismo tiempo una Pala Cargadora o una Plataforma de elevación, por ejemplo. En el caso de los yacimientos subterráneos, los MT-X1030 (también algunas usan el modelo 732) tienen el tamaño adecuado para entrar y hacer las tareas de mantenimiento en los túneles. Adicionalmente existen otros equipos de asistencia en Minería (Torres de Iluminación, Autoelevadores, Grúas, Minicargadores, Plataformas de Elevación, etc.), aunque el Manipulador Manitou en muchos de sus modelos es el más relevante.
En minería a cielo abierto, como es el caso de San Juan y Mendoza, se demandan manipuladores de otro porte como son los casos de los modelos 10120 /10130 /10225 Manitou MT 732 que sirven no solo para tareas de Mantenimiento como para la asistencia en la Reparación y servicios de Mantenimiento para las Palas Gigantes o los camiones fuera de ruta de asistencia a las grandes máquinas que realizan las extracciones. Estos manipuladores se utilizan en varias tareas, como el intercambio de cilindros hidráulicos de los brazos de otras máquinas, en forma segura y con mejores tiempos (antes estos trabajos se realizaban con Grúas con gran índice de accidentes) y con aditamento de Pinzas Manipuladoras de Cubiertas se utilizan para cambiar neumáticos en Camiones fuera de Ruta. Con la incorporación de estos equipos, no sólo se minimizaron los accidentes, sino que se redujeron los tiempos de reparación.
“En la minería el mayor valor está en el tiempo. Cada máquina parada equivale a pérdidas millonarias”, subraya Montiel, “por eso se valora la agilidad de la respuesta en una reparación, en la realización de una tarea de mantenimiento, y en los plazos de entrega de repuestos”.
El mantenimiento preventivo es una tarea fundamental para evitar roturas, y para que los equipos mantengan la cobertura de garantía de Grúas San Blas. Hay cronogramas para cada mina donde se planifica según el uso y las condiciones en que trabajan (ejemplo: en lugares excesivamente polvorientos se acortan los intervalos standard de 250 para el cambio de los filtros de aire), pero básicamente se considera que cada 250 horas se deben cambiar los fluidos y los filtros, adicionalmente ciertas Mineras generan controles extras según los standares de seguridad de sus Yacimientos como los cambios de cilindros hidráulicos, no importa el estado en que se vean.
“Hoy nuestros clientes saben que no sólo compran un equipo de primera línea, sino que también cuentan con una buena postventa. No sólo garantizamos la provisión de repuestos sino que también estamos cerca para cualquier tipo de asistencia”, agrega, “tenemos 8 sucursales, expandimos la cobertura con los subdealers y desarrollamos 58 talleres zonales, que tienen capacitación con Grúas San Blas, repuestos originales y alternativos, y dan asistencia al cliente. Gracias a ellos, podemos estar cerca de cualquier cliente a lo largo y a lo ancho del país”.
Grúas San Blas cuenta con un importante stock en sus almacenes de repuestos, y también se desarrolló proveedores locales para la sustitución de importaciones. De esta manera, los clientes pueden contar con alternativas de repuestos nacionales. Incluso en materia de consumibles, como los filtros, GSB patentó su propia marca –Gold Filter– que se fabrican en Argentina con estándares de calidad muy altos. “Las opciones nacionales refuerzan la seguridad del abastecimiento”, indica Montiel.
SICA Metalúrgica Argentina S.A. diseña y produce recipientes sometidos a presión y equipos de proceso para la industria química y oíl & gas. Con más de 35 años de trayectoria, logró consolidar una presencia internacional activa gestionando negocios en más de 20 países -principalmente en los mercados de América y el Sur de África-, sin perder de vista el desarrollo a nivel local. Esteban Weidmann, gerente comercial de SICA, participó del Ciclo de Entrevistas de EconoJournal y contó de qué modo se organizó la compañía ante un escenario marcado por la pandemia y las dificultades macroeconómicas del país.
Weidmann explicó que “hoy se está reactivando la perforación de pozos que no es el área del tipo de equipamiento que hacemos. Somos productores de bienes de capital y trabajamos cuando los pozos se ponen en régimen de producción. Entonces, estamos viendo una reactivación, pero todavía no se llegó a una circunstancia de normalidad”.
Proyecto eólico
En 2010, la empresa fundada en 1984 por Jorge Simonutti, inició su cuarta y más reciente unidad de negocios basada en la producción de torres eólicas. Este desarrollo finalmente se cristalizó en 2017, cuando SICA suscribe un joint venture con el grupo internacional Haizea Wind, una empresa española referente del mercado eólico.
En la planta de la metalúrgica en la provincia de Santa Fe trabajan actualmente 180 personas sumadas a las 160 que se desempeñan en la fabricación de torres eólicas en el mismo predio industrial. Hoy, Haizea-Sica produce más de 450 tramos de torres por año, en un proceso de constante expansión y generación de fuentes de trabajo para la ciudad y la región.
Si bien el mercado de energías renovables tiene potencial, en la actualidad el escenario no está claro y son varios los proyectos relentizados o suspendidos. En este sentido, respecto de la decisión de inversión en medio de una coyuntura cambiante, el gerente de SICA señaló que “nadie invierte con una mala perspectiva de mercado. El potencial de Argentina sigue intacto ya que el 70 por ciento del territorio tiene capacidad para generar energía eólica de un modo rentable”.
“Si teniendo el recurso los proyectos no se desarrollan es por los problemas de inversión e inestabilidad macroeconómica. En eólico, nuestros socios invirtieron creyendo en el negocio y nosotros mantenemos la planta a partir de la salida exportadora. Uno quisiera que la producción vaya a parques argentinos, pero como los proyectos están paralizados estamos exportando a Estados Unidos”, agregó Weidmann.
Con el objetivo de que las empresas nacionales generen un valor agregado con anclaje en el país contribuyendo a la generación de riqueza federal, para Weidmann es fundamental alcanzar la estabilidad económica, la seguridad jurídica, la continuidad estratégica y la conciencia de que hay sectores que tienen competitividad para insertarse a escala global. “Tenemos que superar la grieta e ir al terreno político para construir una estrategia como nación. De lo contrario, los mismos argentinos no tenemos la confianza para invertir. Ni siquiera confiamos en nuestra moneda entonces la clave está en reconstruir los valores fundamentales”, sostuvo.
Ventana de oportunidad
Teniendo en cuenta la importante existencia de recursos energéticos y las carencias en materia de infraestructura para sacar provecho, el ejecutivo indicó que existe una ventana de oportunidad para que el país obtenga rédito en divisas: “Hay un potencial exportador que debemos trabajar tanto el sector público como el privado, porque en 20 o 30 años no sabemos que cuestiones pisarán fuerte en la matriz energética mundial. Por ejemplo, la agenda de descarbonización y conversión a movilidad eléctrica ya tienen un peso importante”.
Con la aceleración de procesos de transformación a velocidad que demostró la pandemia, Weidmann estipuló que el futuro sin emisiones de carbono está cerca y el período fuerte de ventana de oportunidad está en los próximos 15 años.
El futuro del GNL y el hidrógeno verde
“Tenemos buenas expectativas con el Gas Natural Licuado (GNL) y su disponibilidad en el mercado local porque dentro de los hidrocarburos es el más amigable y permitiría a industrias y localidades alejadas geográficamente del sistema troncal de gasoductos tener acceso al gas natural”, señaló Weidmann mirando con buenos ojos el desarrollo del GNL como oportunidad de crecimiento.
En rigor, muchas compañías ya no se visualizan como meras empresas petroleras. El surgimiento y el desarrollo de combustibles alternativos como el hidrógeno verde (obtenido a partir de energías renovables), conforman la gran expectativa global a largo plazo.
Como una de las 30 empresas fundadoras del Consorcio para el desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina (H2ar), SICA colabora con los equipos que la industria hidrocarburífera necesita y, al mismo tiempo, acompaña los procesos de transformación energética. En palabras del ejecutivo: “El desafío es producir hidrógeno verde a costos competitivos y la energía eólica puede ser la clave para eso”.
En la Argentina la actividad minera se concentra a lo largo de la cordillera donde se encuentra la mayoría de las fuentes de oro, plata, cobre, aluminio y zinc. Recientemente, se sumaron las extracciones de litio en Salta y Jujuy, con proyecciones muy interesantes ya que es un mineral de creciente demanda por la industria electrónica.
En ese contexto, Grúas San Blas se encarga de preparar sus equipos especialmente para la actividad minera. Sergio Montiel, Gerente de la Unidad de Negocios Repuestos de Grúas San Blas, señala que parte del reequipamiento se basa en cuestiones de seguridad adicional como en adaptaciones climáticas. Por ejemplo, en el Modelo MT-X1030 Minning que viene equipado con adicionales para trabajo en Minería Subterránea agregamos protecciones extras en cilindro, cabina con jaula, protección en reflectores, sistema de frenos especial, tanques hidráulicos, diferenciales y carter del motor”, detalla.
En la actividad minera, el manipulador telescópico es un aliado indispensable para realizar tareas en forma segura y eficiente. El modelo más utilizado en minería es el Manitou MT-X1030 que cuenta con una pluma de 10 mts de alcance y puede cargar hasta 3000 kilos de peso. Son equipos muy versátiles y multidireccionales. Al tener la posibilidad de giro en las ruedas delanteras y las traseras, tienen un radio mucho más pequeño que las palas cargadoras y son mucho más versátiles que las mismas, no solo por su pluma telescópica sino por la posibilidad de aditamentos intercambiables pudiendo ser al mismo tiempo una Pala Cargadora o una Plataforma de elevación, por ejemplo.
En el caso de los yacimientos subterráneos, los MT-X1030 (también algunas usan el modelo 732) tienen el tamaño adecuado para entrar y hacer las tareas de mantenimiento en los túneles. Adicionalmente existen otros equipos de asistencia en Minería (Torres de Iluminación, Autoelevadores, Grúas, Minicargadores, Plataformas de Elevación, etc.), aunque el Manipulador Manitou en muchos de sus modelos es el más relevante.
En minería a cielo abierto, como es el caso de San Juan y Mendoza, se demandan manipuladores de otro porte como son los casos de los modelos 10120 /10130 /10225 Manitou MT 732 que sirven no solo para tareas de Mantenimiento como para la asistencia en la Reparación y servicios de Mantenimiento para las Palas Gigantes o los camiones fuera de ruta de asistencia a las grandes máquinas que realizan las extracciones. Estos manipuladores se utilizan en varias tareas, como el intercambio de cilindros hidráulicos de los brazos de otras máquinas, en forma segura y con mejores tiempos (antes estos trabajos se realizaban con Grúas con gran índice de accidentes) y con aditamento de Pinzas Manipuladoras de Cubiertas se utilizan para cambiar neumáticos en Camiones fuera de Ruta. Con la incorporación de estos equipos, no sólo se minimizaron los accidentes, sino que se redujeron los tiempos de reparación.
“En la minería el mayor valor está en el tiempo. Cada máquina parada equivale a pérdidas millonarias”, subraya Montiel, “por eso se valora la agilidad de la respuesta en una reparación, en la realización de una tarea de mantenimiento, y en los plazos de entrega de repuestos”. “Hoy nuestros clientes saben que no sólo compran un equipo de primera línea, sino que también cuentan con una buena postventa. No sólo garantizamos la provisión de repuestos sino que también estamos cerca para cualquier tipo de asistencia”, remata.
Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, obtuvo la Certificación de Great Place to Work®, y de esta manera se convierte en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.
A su vez, los resultados de la certificación indican que Camuzzi ha crecido 7 puntos en el promedio general en todas las dimensiones evaluadas por la encuesta de clima de Great Place to Work® (credibilidad, respeto, equidad, orgullo y compañerismo) en comparación con su performance 2019.
Marcos González Bibolini, Gerente de Recursos Humanos de Camuzzi, afirmó “Estamos muy orgullosos de recibir este reconocimiento. Hemos hecho durante el 2020 un gran trabajo en conjunto, y esta distinción es el reflejo de las acciones que venimos realizando para que cada uno de los que formamos parte de Camuzzi, sienta que está en una gran empresa para desarrollarse”.
«Felicitamos a Camuzzi por su certificación», destacó Eduardo Aceiro, Gerente General de Great Place To Work en Argentina. «Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus empleados crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios», cerró.
De esta manera, la distribuidora refuerza su posicionamiento como Marca Empleadora líder en la gestión de talento, y se consolida como una de las mejores empresas de Argentina para trabajar.
La empresa jujeña de energía y minería JENSE llamó a licitación para la obra de la Zona Franca de Perico en la Provincia de Jujuy. El objetivo de esta iniciativa es impulsar la actividad industrial exportadora y comercial mayorista de la provincia de Jujuy. La zona franca estará emplazada en 54 hectáreas aledañas al Parque Industrial de Perico, sobre la Ruta Nacional 66, en una locación estratégica con acceso al renovado aeropuerto de Jujuy, el ferrocarril y el sistema de rutas que conforman el corredor bioceánico.
Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE, sostuvo que “la Zona Franca de Perico demandará una inversión de más de 500 millones de pesos teniendo como objetivo principal impulsar el desarrollo socioeconómico local y regional, a través de la actividad industrial exportadora, instando fomentar inversiones y empleo de calidad, aumentando la eficiencia productiva y comercial mediante la disminución de costos y el aprovechamiento de los beneficios fiscales previstos por ley y la normativa reglamentaria de zonas francas. El desarrollo de la Zona Franca de Perico plantea la radicación de industrias generando alrededor de 2.000 nuevos empleos directos, lo que se traduce a una mejora sustancial en la creación de puestos de trabajos genuinos”.
El proyecto consiste en la instalación de una zona franca mayorista e industrial, que se estima estará operando para fines del 2021. El mismo tiene previsto la disponibilidad de aproximadamente 68 parcelas para la instalación de industrias, con todos los servicios básicos necesarios, a lo que debe adicionarse espacios comunes, oficinas administrativas, depósitos y áreas viales para la circulación y estacionamiento vehicular.
Por su parte, Ignacio Bruera, Coordinador de Zona Franca Perico, destacó que “hemos desarrollado una estrategia para dotar de oferta de servicios de almacenamiento, logística y comercio internacional, así como también servicios de aprovisionamiento y suministro a diferentes actividades industriales. La idea es generar las condiciones de entorno adecuadas para la radicación de industrias competitivas con capacidad de innovación y agregación de valor”.
La nueva zona franca impactará de manera positiva en el conjunto de la población del Valle Sur a través de la generación de empleo, la formación de recursos humanos calificados, la promoción de políticas de género e integración y otros beneficios sociales tales como el mejor acceso de la población a los servicios de agua, energía y telecomunicaciones.
Los líderes de la industria petrolera recibirán hoy, por primera vez en los últimos dos años, a los referentes de los principales sindicatos del país. El cónclave tendrá lugar en el piso 32 de la torre de YPF en Puerto Madero. El anfitrión será Pablo González, presidente de la petrolera bajo control estatal, que estará acompañado por Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del mercado local; Hugo Eurnekian, presidente de CGC, la compañía de Corporación América; y Carlos Ormachea, titular de Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, según confirmaron a EconoJournal fuentes privadas.
La agenda del encuentro, que se realizará a las 15, girará sobre un tema excluyente: el reclamo de los gremios petroleros de adelantar la negociación por paritarias por la escalada inflacionaria. Apuntalados por la recuperación del precio internacional del petróleo, que hoy cotiza cómodamente arriba de los 60 dólares, los sindicatos empezaron a reclamar una recomposición anticipada de sus haberes. Alegan que el acuerdo paritario firmado el año pasado se diluyó por la expansión de la inflación, que se aceleró en los últimos cuatro meses.
La convocatoria de hoy buscará descomprimir esa atmósfera. ¿Cuál es la apuesta? Revitalizar la interlocución con los gremios, que se oxidó el último año ante la incapacidad de las empresas de establecer una agenda de confianza con los referentes sindicales.
Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, es el principal empresario petrolero del país.
Pablo González es clave en el armado. Cuenta con suficiente capital político para establecerse como un interlocutor frente a los gremios. Flanqueado por Bulgheroni, Eurnekian y Ormachea, representantes de los tres mayores grupos locales en el negocio petrolero, el bloque se potencia.
Relanzamiento
La primera línea petrolera argumentará que, frente a la incertidumbre que genera la segunda ola de la pandemia, con restricciones que podrían afectar el rebote de la economía y por ende, a la demanda de combustibles, lo conveniente es esperar hasta mayo para tener un panorama económicomás claro antes de sentarse a negociar.
Hugo Eurnekian dirige el negocio de energía de Corporación América.
De la reunión de hoy en YPF participarán, además, Jorge ‘Loma’ Ávila, secretario de petroleros privados de Chubut; Guillermo Pereyra, su par de la cuenca Neuquina; José Lludgar, secretario de Jerárquicos de la cuenca Austral; Manuel Arévalo, de Jerárquicos de Neuquén, y Claudio Vidal, del sindicato petrolero de Santa Cruz.
“González tiene crédito abierto para relanzar con los sindicatos. Puede pedirles como gesto que esperen 30 o 60 días antes de empezar a negociar un aumento de salarios”, explicaron fuentes privadas. Es, en rigor, lo que establece el acuerdo paritario firmado el año pasado, que expira recién el 31 de mayo.
La estatal brasileña Petrobras (NYSE:PBR), anunció este martes que comprará la participación de la británica BP (LON:BP) Energy en un controvertido proyecto de exploración y explotación de crudo y gas que ha sido fuertemente criticado por grupos ecologistas por estar ubicado en la desembocadura del río Amazonas.
Se trata de seis áreas de concesión situadas al norte del país, en aguas ultraprofundas, a 120 kilómetros del litoral del estado de Amapá, que fueron adjudicadas en 2013 a un consorcio formado por el energético francés Total (40 %), la británica BP Energy (30 %) y Petrobras (30 %), y que ahora quedarán en manos exclusivamente de la mayor compañía petrolera de Brasil.
Esto porque en septiembre pasado, Total anunció su retirada y firmó un acuerdo con Petrobras para que asumiera su parte del consorcio, convenio que aún espera el visto bueno de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural (MC:NTGY) y Biocombustibles (ANP, regulador).
El grupo francés optó por salirse completamente del proyecto tras recibir críticas de Greenpeace, que denunció que un arrecife de coral en la desembocadura del Amazonas corre peligro en caso de una posible fuga de petróleo, por la proximidad de las perforaciones, algo que, según Total, no era cierto, pues según la compañía no había arrecifes en esa zona de exploración.
El acuerdo firmado con BP Energy otorgará el 100 % de la participación del consorcio a Petrobras pero la concreción de la operación aún está sujeta a la aprobación de los entes reguladores.
De acuerdo con Petrobras, el convenio suscrito con la compañía británica está en línea con el Plan Estratégico 2021-2025 de la empresa, que prevé nuevos frentes exploratorios y dar prioridad a inversiones en activos ubicados en aguas profundas y muy profundas, con el objetivo de en maximizar la renta para los accionistas.
La unidad upstream de Shell pudo capturar «la ventaja del entorno actual de precios de las materias primas» en el primer trimestre, según un informó la compañía a través de un comunicado.
Si bien las ganancias del gas natural, el refinado y los productos químicos ayudaron a Shell a registrar una ganancia general el año pasado, su negocio principal reportó pérdidas constantes después de que los precios de la energía se desplomaran debido al Covid-19. El retorno a las ganancias en el upstream es otra señal de que la industria se está recuperando de la recesión histórica.
El giro de la fortuna no se limita a Shell. El par europeo BP Plc dijo el martes que había logrado su objetivo de reducir la deuda neta a 35.000 millones de dólares un año antes de lo esperado, un umbral en el que puede reiniciar la recompra de acciones.
Las acciones B de Shell subieron un 0,7% a 1365,40 peniques Londres y llevan un alza de 8,4% en lo que va del año.
Mientras la industria se está recuperando, todavía le queda mucho camino por recorrer antes de que se haya curado por completo.
A pesar de que el director ejecutivo Ben van Beurden dijo que Shell estaba en el «lado correcto» de los movimientos en el mercado de gas natural licuado en enero, cuando los precios subieron a máximos históricos, los resultados de negociación y optimización del primer trimestre en su unidad de gas integrada estar «significativamente por debajo del promedio».
La guía de la compañía sobre el flujo de caja fue decepcionante, dijo el analista de RBC Biraj Borkhataria.
Shell dijo que el capital de trabajo aumentará como resultado de los precios más altos de las materias primas, lo que afectará el flujo de efectivo en sus unidades integradas de gas, upstream y química. En el cuarto trimestre, la principal angloholandesa no pudo cubrir el gasto y su dividendo con flujo de caja libre, incluso cuando los precios del petróleo continuaron recuperándose de mínimos históricos.
“Desde el punto de vista operativo, el negocio parece estar funcionando por debajo de las expectativas”, dijo Borkhataria. Este es probablemente un problema a corto plazo y «no creemos que altere materialmente el caso de inversión en 2021», dijo.
El desempeño en la división que refina y comercializa combustibles, que fue rentable durante la mayor parte de 2020, mejoró ligeramente en comparación con el cuarto trimestre, dijo Shell. Los resultados del comercio de petróleo serán promedio.
Las severas tormentas invernales en Texas, que paralizaron la infraestructura del estado y cerraron una franja de campos de petróleo y gas, tendrán un impacto adverso en las ganancias ajustadas de alrededor de $ 200 millones, dijo Shell. Informará los resultados del primer trimestre el 29 de abril.
En una declaración separada, la compañía dijo que no se alejaría de ninguna asociación comercial, incluido el influyente American Petroleum Institute, a pesar de algunas diferencias en las políticas climáticas. La junta del grupo de presión votó el mes pasado a favor de poner un precio a las emisiones de CO2, una decisión en la que Shell dice estar estrechamente involucrada.
El rival francés Total SE abandonó la API a principios de este año, criticando en particular el apoyo del grupo a los candidatos en las últimas elecciones estadounidenses que respaldaron la salida del acuerdo climático de París.
Shell también publicó su informe anual de sostenibilidad. Reiteró que su huella de carbono disminuyó el año pasado como resultado de la caída de la demanda y las ventas de activos inducidas por la pandemia. La compañía ha prometido recortar las emisiones de gases de efecto invernadero durante las próximas tres décadas y ha vinculado el salario de más de 16.500 empleados con el objetivo de reducir la intensidad de carbono de sus productos entre un 6% y un 8% para 2023.
Hasta 450.000 trabajadores del sector petrolero y gasífero de Canadá perderán sus empleos hasta 2050 a medida que el país implementa políticas para cumplir con sus objetivos medioambientales, según un informe divulgado este martes y que advierte a las autoridades canadienses del impacto social.
Alrededor de 600.000 puestos de trabajo dependen, de forma directa e indirecta, del sector petrolero y gasífero de Canadá por lo que de cumplirse las previsiones del estudio realizado por el banco TD la destrucción de empleo afectaría a tres cuartas partes del sector.
Canadá es el cuarto mayor productor de petróleo del mundo, sólo por detrás de Estados Unidos, Arabia Saudí y Rusia, según datos del Gobierno estadounidense.
En 2020 el país norteamericano produjo 5,29 millones de barriles de crudo al día, lo que supuso el 6 % de la producción mundial.
El informe de TD, una de las principales instituciones financieras de Canadá, advierte de que si las autoridades canadienses no toman medidas para que los trabajadores del sector puedan capacitarse en otros sectores el país vivirá una crisis similar a la que sufrió a finales del siglo XX y principios del XXI cuando centenares de miles de empleos desaparecieron del sector manufacturero por los cambios tecnológicos.
En 1980, el 19 % de la fuerza laboral canadiense estaba empleada en el sector manufacturero. En la actualidad esa cifra se ha reducido al 9 %.
TD advirtió que las consecuencias económicas de esa dramática destrucción de empleo «todavía se sienten hoy en día» con la desaparición de trabajos con salarios medios.
El informe reconoce que aunque la transición a una economía más verde y sin emisiones de gases con efecto invernadero creará nuevas oportunidades laborales, son necesarias políticas que permitan a los trabajadores afectados por la desaparición de empleos beneficiarse de la nueva bonanza.
Uno de los autores del informe, Francis Fong, señaló al periódico «The Globe and Mail» que se pensó que transición tecnológica del sector manufacturero transcurriría con facilidad pero que la realidad «fue mucho más complicada de lo que anticipamos».
«Creo que esta tiene el potencial de ser tan complicado sino mucho más turbio», declaró.
Los autores recomendaron que las autoridades canadienses trabajen con el sector para identificar las cualidades necesarias en el sector de energías limpias y concentrar las inversiones en las comunidades que resultarán más afectadas por la desaparición del empleo en el sector petrolífero.
de Great Place to Work®, y de esta manera se convierte en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.
